Norge kommer til å øke klimagassutslippene frem til 2010, spår det europeiske miljøbyrået, European Environment Agency, EAA.
Dette til tross for at klimagassutslippene i 2005 ble redusert med 700.000 tonn i forhold til 2004. Trenden er fortsatt økende CO 2-utslipp i Norge. EAA regner med ytterligere en prosent vekst i våre utslipp, til 56 millioner tonn CO 2 i 2010.
Negativ retning
Vi vet at i 2007 settes energiverket på Snøhvit-feltet i Hammerfest i full produksjon. Det alene slipper ut 900 000 tonn ekstra. I tillegg settes flere mindre oljefelt som alle krever energi, i drift. I 2009 kommer gasskraftverket på Kårstø igang, med utslipp av ytterligere 1,2 millioner tonn. I tillegg kommer en årlig vekst i trafikken på nær 2 prosent.
Alle kommer til å bidra til å dra statistikken i negativ retning i forhold til Kyoto-målet, som innebærer fem prosent reduksjon i klimagassutlipp i forhold til 1990.
54 millioner tonn
Den største synderen når det gjelder klimagassutslipp, er den landbaserte industrien med nær 15 millioner tonn CO 2 i 2004. Deretter følger installasjonene til havs, som slipper ut 14,5 millioner tonn CO 2 ekvivalenter årlig. Transport og kommunikasjon utgjør 7,3 millioner tonn, mens husholdningene bidrar med 5,7 millioner tonn. Totalt var utslippene i 2005 på 54 millioner tonn, to promille av verdens totale CO 2-utslipp.
Stort globalt bidrag
Men Norge er gjennom den store eksporten av olje, gass og kull, indirekte en eksportør av CO 2. En moderne bil slipper ut rundt regnet 3 kilo CO 2 per liter oljeekvivalent som forbrennes. Norges oljeeksport var i 2004 på 2,93 millioner fat oljeekvivalenter per dag, eller 567 millioner liter daglig.
På årsbasis utgjør utslippene ca 510 millioner tonn CO 2 ekvivalenter, eller nær 14 ganger fastlandsnorges utslipp, dersom alle brukte moderne kjøretøy, eller motorer med optimalisert forbrenning. Det er ikke usannsynlig at Norges bidrag til CO 2 -utslippene i verden ligger ligger enda høyere, for i denne beregningen er ikke kulleksporten regnet inn, og heller ikke norske skip i utenriksfart.
Miljøverstingen Porsgrunn
De største fylkesvise utslippene i Norge finner vi i Telemark, Hordaland og Rogaland med henholdsvis 4,24 millioner tonn, 4,17 millioner tonn og 4,07 millionr tonn CO 2-ekvivalenter. Den kommunen som desidert forurenser mest er Porsgrunn. Denne industrikommunen i Grenland slipper ut hele 3,033 millioner tonn CO 2 i året. Det er like mye som Oslo, Bergen, Trondheim, Stavanger og Drammen til sammen.
Inkluderes nabokommunen Bamble, så ligger utslippene på nær 3,7 millioner tonn, som gir byene Fredrikstad og Kristiansand i tillegg.
Industrikonsernene
Det er først og fremst de store industrikonsernene Hydro, Norcem, Yara, Noretyl, Borealis og Eramet som forårsaker utslippene.
Alle disse ligger innenfor en radius av syv kilometer i luftlinje fra hverandre. Ved siden av Mongstadraffineriet og gassbehandlingsanlegget pluss gasskraftanlegget på Kårstø, er grenlandsområdet det eneste området der det kan være mulig å rense CO 2 i større volumer basert på dagens utslipsssituasjon.
Trenger volum
Å utnytte CO 2 til økt oljeutvinning krever store volumer. For Gullfaks-feltet, som i sin tid var det mest aktuelle feltet for bruk av CO 2 for økt oljeutvinning, krevde rundt regnet 5 millioner tonn CO 2 i året som et minimum, mens det mest optimale ville vært 10 millioner tonn. Andre og mindre oljefelt vil kreve mindre volumer, men fortsatt er det store mengder det handler om. Mengder det ikke er realistisk å hente i Norge.
Økt oljeutvinning
Det planlagte 920 MW gasskraftverket på Tjelbergodden vil ved full last slippe ut rundt 2,5 milllioner tonn CO 2 årlig. Kraftverket integreres med en utvidelse av metanolproduksjonen ved det eksisterende industrianlegget.
Shell og Statoil samarbeider for å finne en løsning på CO 2-utfordringene. Foreløpig plan er å bygge en returledning for CO 2 ut til Draugen-feltet, som senere forlenges til Heidrun-feltet for å bruke CO 2 som drivmiddel for å utvinne mer olje.
Sammen med returledningen legges en kraftkabel slik at begge plattformene vil få kraften fra land. Da vil gassturbinene om bord på plattformene stenges ned.
Stort behov
Shell arbeider intenst med å se på virkningene av CO 2 i reservoaret, som er et sandsteinsreservoar med gode egenskaper. CO 2 i oljesonen medfører at oljen blir mer lettflytende, og dermed øker permeabiliteten (gjennomstrømningen) i reservoaret slik at det er mulig å hente ut mer olje.
Hittil har de kommet frem til at årlig behov for CO 2 er rundt regnet 1 milliard Sm 3 i seks til ti år. Da regner Shell med å ha nådd ambisjonen om en utvinningsgrad på feltet på 75 prosent. Etter at Draugen er tømt, overføres CO 2 til Heidrun som kan ha behov for CO 2 -injeksjon de derpå følgende seks til ti år. Begge feltene vil i tillegg fungere som deponi for store mengder CO 2 over lang tid.
135 MW
Statoil og Shell planlegger et renseanlegg av eksosen fra to standard gasskraftverksblokker. Selve renseanlegget blir stort - nær 20 ganger så stort som noe tilsvarende anlegg som er bygget i dag. Det kreves store mengder energi for å drive et slik etterforbrennings renseanlegg. Inntil videre vil ikke utslipp fra metanolfabrikken føres til renseanlegget.
Foreløpige beregninger viser et kraftbehov på 135 MW. Av de 2,5 millioner tonnene CO 2 som produseres i gassturbinene, renses 2,1 millioner tonn. 400 000 tonn må slippes ut i atmosfæren. Utslippet fra Tjeldbergodden vil dobles i forhold til dagens nivå. Opprinnelig kraftproduksjon før renseanlegg er på 7,1 TWh, mens etter at renseanlegget er koplet til, er kraftproduksjonen redusert til 5,6 TWh inklusive Draugens kraftbehov.
Hva med gassen
Shells prosjekteleder Torbjørn Nyland kan fortelle at det er store utfordringer for prosjektet.
- Vi må vurdere hva vi skal gjøre med salgsgassen fra Draugen. Den er ikke salgbar etter at den er forurenset med CO 2. Spørsmålet er om vi skal rense gassen på feltet, eller om vi skal pumpe den ned i reservoaret igjen, og la den bli værende der.
For å injisere CO 2 må det også bores en hel rekke nye brønner. Også det en utfordring for Shell, siden boreutrustningen på Draugen ble fjernet på slutten av 1990-årene.
Ser etter løsning
Prosjektet arbeider med å finne en løsning som er lønnsom for alle enhetene i verdikjeden. Verken Shell eller Statoil er eiere av gasskraftverk, renseanlegg eller CO 2 rør, eller har ambisjoner om å bli det.
Et annet område er forskjellen mellom gasspris og pris på elektrisk kraft. Gassprisen har hittil vist seg å være for høy i forhod til el-prisen i Norge.
- Vi har behov for at staten deltar i prosjektet på en eller annden måte slik at hvert enkelt delprosjekt blir lønnsomt. Vi trenger garatier fra myndighetene på at dette kan bli gjennomført, sier Nyland
Flere utfordringer
Men utfordringene ligger også på flere andre områder. Et gasskraftverk har en levetid som strekker seg over langt flere år enn det oljeselskapet har behov for. Hva som skal gjøres med installasjonene til havs etter at oljeutvinningen er ferdig, er derfor et åpent spørsmål.
I dag er regelverket innrettet slik at alle faste installasjoner må fjernes når de ikke lengre er samfunnøkonomisk lønnsomme. Installasjonen skal fjernes, mens kostnadene fordeles etter den som har hatt de største økonomiske fordelene ved anlegget. Dersom det er installert utstyr om bord for å deponere CO 2 i havbunnen, må det avklares hvordan en fremtidig fjerning skal skje.
Store merverdier
- Dette finnes det allerede løsninger på, forteller spesialrådgiver Rolf Wiborg i Oljedirektoratet. Han peker på flere eksempler hvor andre og mindre selskaper har kommet inn og overtatt drivten av eldre felt.
- Det er alltid hydrokarboner til stede som kan vaskes ut ved å bruke CO 2. Det vil være mulig å få inn ekstra inntekter ved å selge CO 2 for eksempel blandet med naturgass som drivmiddel for andre felt. Denne miksen av gasser har vist seg å være den beste for å få ut de siste oljedråpene av reservoarene. Deretter er det mulig å hente ut gassen ved å lette på trykket i reservoaret. Slik sett er det store inntektsmuligheter til stede, til tross for at oljefeltet såkalt er tomt og ulønnsomt. Men dette forteller oljeindustrien ingen ting om når de legger frem sine tall for om mulig å få statlige bidrag til å få i gang CO 2-deponeringsprosjekter, sier Wiborg.
Ny lovgivning
Han mener at Norge bør gå videre slik som det er gjort i USA hvor et eget selskap har bygget ut infrastruktur for CO 2.
- Det bør være store muligheter for å drive en effektiv infrastruktur for å transportere CO 2 til feltene og CO 2 pluss naturgass på sokkelen. Ved å etablere dette er det muligheter for å hente inn store ekstragevinster fra norske olje og gassfelt, fordi det er mulig å hente store ressurser ved å vaske reservoarene med CO 2. En mulighet som ikke har vært vurdert. Forretningsmulighetene er store. Fjerningskostnadene som i alt vesentlig må dekkes av norske skattebetalere utsettes, og det bidrar til å redusere CO 2-utslippene. De norske reservoarene har enorme lagringsmuligheter av CO 2 for all industri i Europa. Men da må vi få et kvotesystem som virker, slik at industrien ser seg nødt til å deponere CO 2, fremfor å slippe det ut i atmosfæren, sier han.
Trenger rask avklaring
- Vi trenger også en avklaring når det gjelder langtidslagriing av CO 2 i havbunnen etter at CO 2 er brukt for meroljeutvinnng, sier Torbjørn Nyland.
Han får støtte fra Rolf Wiborg som mener at dette må avklares snarets mulig.
- En avklaring bør komme så raskt som mulig. Samarbeidsavtalen mellom Norge og Storbritannia omhandler nettopp disse forholdene, sier rådgiveren.
Store investeringer
Kostnadene for en verdikjede er store. Renseanlegget for en blokk fra et gasskraftverk som Kårstø er beregnet til rundt 4 milliarder kroner. Aker Kværner regner med å nær halvere denne summen når de har ferdig utviklet Just Catch-konseptet sitt til et kommeriselt produkt.
Men for å frakte CO 2 til et eventuelt deponi eller for meroljeutvinning, kreves rørforbindelser og kompressorer. Tall fra Gassco viser at det hittil er umulig å oppnå lønnsomhet ved de tallene de har lagt til grunn. Ved en oljepris på 40 dollar fatet og en kvotepris på 40 kroner per tonn CO 2, vil imidlertid infrastrukturen bli lønnsom.
Kostnadene for å få fraktet CO 2 ut til et oljefelt deponi er allikevel store, rundt regnet 2,5 milliarder kroner og oppover er realistisk.
Driften dyrest
Men investringskostnadene er ikke bøygen. Det er de store driftskostnadene som drar prisene i været. Foreløpige beregninger viser at mer enn 60 prosent av kostnadene er knyttet til drift. Da særlig på grunn av den store energimengden som går med for å drive renseanleggene der hvor eksosen slippes ut ved atmosfærisk trykk.
Bergningene viser at driftskostnadene beløper seg opp mot 80 prosent av totalkostandene for en verdikjede.
- Å drive dette er dyrt. Hittil har norske politikere lukket øyenen for denne delen av utgiftene. De bevilger penger til å etablere et renseanlegg, men ingen vet hvor de skal gjøre av de store CO 2-mengdene. Langt mindre se på hvem som skal dekke driftskostnadene, sier Wiborg.
Han, i liket med Eivind Reiten i Norsk Hydro, etterlyser større perspektiver i denne debatten.
Kilder: SSB, Miljøstatus Norge, SFT, IPCC, EAA
