Til hovedinnhold
  • Klimaendringer
  • Klimatiltak
  • Kyoto-protokollen
  • Norges utslipp av klimagasser
  • Framtidig bruk av fossile brensel
  • CO2: Et uunngåelig produkt – men det kan fjernes!
  • Teknologi for CO2-fangst
  • Norske aktører på CO2-fangstarenaen
  • Foreslåtte kraftverk med CO2-håndtering 
  • Disse vil bygge ut gasskraft i Norge

Klimaendringer

Varmere: Den siste hovedrapporten fra FNs Klimapanel, som kom i 2001 (Third Assessment Report) inneholder betydelig dokumentasjon på klimaendringer. Utviklingen i blant annet temperatur, havnivå, istykkelse og nedbør gir til sammen et bilde av en verden under oppvarming.

I atmosfæren er det samtidig observert en kraftig økning i konsentrasjonen av gasser som forårsaker oppvarming; de såkalte drivhusgassene. Siden den industrielle revolusjonen har konsentrasjonen av de viktigste drivhusgassene karbondioksid (CO2), metan (CH4), og lystgass (N2O) i atmosfæren økt med henholdsvis 30, 150 og 17 prosent.

Dramatisk: I flere tusen år og helt fram til den industrielle revolusjon, var konsentrasjonen av CO2 i atmosfæren ganske stabil. Endringen vi nå har sett, er derfor dramatisk.

Konsentrasjonen av CO2 i atmosfæren har ikke vært så høy som nå de siste 420.000 år. Årsakene til økningen i CO2-konsentrasjonen er først og fremst utslipp fra bruk av fossile brensler (ca. 3/4) og endringer i arealbruk, spesielt avskoging (ca. 1/4).

Kilde: www.miljostatus.no

Mer stoff på: http://www.miljostatus.no/templates/PageWithRightListing____2328.aspx
og
http://www.grida.no/climate/ipcc_tar/index.htm



Klimatiltak

Utslippskutt: Skal vi klare å avgrense den globale temperaturstigningen til 2ºC, må de globale utslippene av klimagasser reduseres med 50-80 prosent i løpet av de neste 50 årene.

Slik konkluderer FNs klimapanel (IPCC) i sin tredje hovedrapport som kom i 2001.

Nasjonale reduksjonsmål:
Utslippskutt i denne størrelsesorden har allerede fått status som nasjonale reduksjonsmål i flere industriland, som Sverige, Tyskland, Frankrike og Storbritannia.

Her til lands har regjeringen nedsatt et utvalg som skal utrede mulighetene for
å redusere Norges utslipp av klimagasser med 50-80 prosent innen 2050.

Kilde: www.miljostatus.no;

Mer stoff på: http://www.miljostatus.no/templates/PageWithRightListing____2328.aspx
og
http://unfccc.int/essential_background/convention/background/items/1349.php



Kyoto-protokollen

Første skritt:
Kyotoprotokollen er et første skritt som kan redusere industrilandenes utslipp av klimagasser med opp mot fem prosent innen 2012.

Kyotoprotokollen ble forhandlet fram i 1997 og trådte i kraft 16. februar 2005.

Én prosent: Norges forpliktelse i henhold til avtalen er at landets årlige utslipp av klimagasser i perioden 2008-2012 ikke skal være mer enn 1 prosent høyere enn utslippet i 1990.

Deler av Norges utslippsforpliktelser kan dekkes gjennom kjøp av kvoter i andre land.

Kilde: www.miljostatus.no;

Mer stoff på: http://www.miljostatus.no/templates/PageWithRightListing____2329.aspx
og
http://unfccc.int/resource/docs/convkp/kpeng.pdf



Norges utslipp

Utgangspunktet: Kyotoprotokollen tar sitt utgangspunkt i klimagassutslippene slik de var i 1990. Den krever at Norges årlige utslipp i perioden 2008-2012 i gjennomsnitt ikke skal være mer enn 1 prosent høyere enn utslippet var i 1990.

Det ferskeste anslaget viser at Norges utslipp av klimagasser i 1990 utgjorde 49,8 millioner tonn CO2-ekvivalenter.

Ni prosent opp: I perioden 1990-2005 økte Norges samlede utslipp av klimagasser med rundt ni prosent. Veksten skyldes hovedsakelig en sterk oppgang i utslippene fra olje- og gassutvinningen på sokkelen og fra veitrafikken.

Fra 2004 til 2005 sank det norske klimagassutslippet med 1 prosent. Nedgangen skyldes først og fremst at høye oljepriser ga en overgang fra bruk av fyringsolje til bruk av elektrisitet for oppvarmingsformål.

Drøyt 54 millioner tonn: I 2005 utgjorde Norges utslipp av klimagasser 54,2 millioner tonn CO2-ekvivalenter.

Norges forpliktelse under Kyotoprotokollen gir oss lov til å slippe ut 50,3 millioner tonn CO2 ekvivalenter årlig i gjennomsnitt i den femårige ”Kyoto-perioden” 2008-2012. Protokollen åpner for at landene som et supplement til nasjonale tiltak, kan gjennomføre utslippsreduksjoner og/eller kjøpe kvoter i andre land for å oppfylle forpliktelsen.

Framskrivning:
Den ferskeste offisielle framskrivningen av klimagassutslipp viser at Norge med ”business as usual” i 2010 vil kunne komme til å slippe ut om lag 62 millioner tonn CO2-ekvivalenter. Ny framskriving vil foreligge i løpet av året. 

I  framskrivingen inngår både utslippet fra LNG-anlegget på Melkøya og det konvensjonelle gasskraftverket som er under bygging på Kårstø. Det er også tatt høyde for alle utslippsreduserende tiltak som er vedtatt per i dag – med unntak for kvotesystem og frivillig avtale med prosessindustrien.

Svak nedgang: Framskrivningen viser at Norges utslipp av klimagasser vil synke svakt etter 2010 og fram mot 2020 – dette fordi eksisterende utbyggingsplaner gir grunn til å anta at CO2–utslippene på norsk sokkel reduseres.

Kilde: SFT

Mer stoff på: http://www.miljostatus.no/templates/PageWithRightListing____2305.aspx



Framtidig bruk av fossile brensel

Store gjenværende brenselslagre i naturen: Anslag viser at menneskeheten har 6 000 milliarder tonn karbon tilgjengelig i form av gjenværende kull-, olje- og gassressurser. Det aller meste av dette er kull.

Til sammenlikning har vi forbrent 310 milliarder tonn karbon i tidsrommet fra den industrielle revolusjon og fram til i dag.

Varer i 500 år: Ved ”business as usual” vil de gjenværende fossile brensel vare i 500 år – gitt at India, Kina og Indonesia får en velstandsutvikling, og at innbyggertallet på jorda stabiliserer seg på ti milliarder mennesker.

Rask økning: Selv med intensiv satsing på fornybare energiformer, må vi ifølge mange eksperter belage oss på at forbruket av fossilt brensel vil øke kraftig, først og fremst i u-landene.

Med ”business as usual” vil uttaket av fossilt brensel øke i raskt tempo framover mot år 2120. Bruker vi brenslet uten å håndtere CO2-utslippene, vil vi på dette tidspunktet slippe ut fire ganger så mye CO2 som i dag. Etter 2120 vil bruken av fossile brensel avta sakte men sikkert, grunnet knappere tilgang.

Det meste av oljen og gassen vil være brukt om 150 år og fra da av vil bruk av fossile brensel være ensbetydende med forbrenning av kull.

Seks grader varmere: Brenner vi opp alt det gjenværende fossile brenslet og slipper ut all CO2 fra forbrenningen, vil konsentrasjonen av CO2 i atmosfæren om 500 år være fire til fem ganger så høy som i dag.

Ifølge beregninger fra flere forskningsmiljøer, kan en slik CO2-konsentrasjon forårsake en temperaturøkning på hele seks grader i gjennomsnitt for kloden.

Fangst og lagring: Mange eksperter mener at verdenssamfunnet ikke har noe valg: Skal vi leve videre med de fossile brensel uten å sette klimaet i fare, må vi ifølge disse forskerne bruke noe av den fossile energien til å fjerne og deponere CO2 fra forbrenningen.

Dette kan gjøres på utslipp fra kraftproduksjon og på store industriutslipp. I tillegg går det an å samle utslipp som i dag er spredt, for eksempel ved overgang fra oljefyring i enkelthus til fjernvarme eller elektrisk drevne varmepumper.

Fordyrer energien: Studier av fjernings-/deponeringsalternativet for CO2, viser at de mest realistiske tiltakene som samtidig har nevneverdig kapasitet, vil øke produksjonskostnadene for energi med mellom 30 og 100 prosent.

Dette er ifølge flere eksperter hva fossil energi egentlig skulle koste, dersom ikke belastninger på framtidas klima ble brukt til å subsidiere dagens energibrukere.

Kilde: SINTEF Petroleumsforskning



CO2: Et uunngåelig produkt – men det kan fjernes!

Bruk av fossilt brensel:
Ved all forbrenning av fossilt brensel, som kull, olje og naturgass, er dannelse av CO2 unngåelig – enten formålet er kraftproduksjon eller oppvarming.

– Hvorfor er det slik?

Uunngåelig forbrenningsprodukt: Ta for eksempel naturgass: Hvert molekyl i metan – hovedkomponenten i naturgass – består av ett karbon-atom og fire hydrogen-atomer.

De andre bestanddelene i naturgass, som etan, propan og butan, består av liknende karbon- og hydrogenforbindelser.

Alt dette er energirike stoffer.

Når gassen brenner, reagerer karbonet med oksygen fra lufta og blir til CO2. Hydrogenet reagerer også med oksygen og blir til vanndamp (H2O). Dette er stoffer som er fattige på energi sammenliknet med naturgassen. Det er nettopp denne differansen vi frigjør gjennom forbrenningen.

Skal vi ha energi ut av naturgass – eller av olje og kull – i form av varme, er det med andre ord ingen vei utenom CO2.

CO2 kan fjernes etterpå: Det går an å se for seg gasskraftverk der CO2 hentes ut og fraktes bort gjennom rørledninger - for deponering i vannmassene på store havdyp eller for lagring i porøse bergarter.

Geologiske lag som kan brukes til slike formål, finnes i undergrunnen både på landjorda og under havbunnen.

Fordyrer energien: De ulike teknikkene for CO2-fjerning vil fordyre gasskraften i vesentlig grad, både på grunn av utstyrsinvesteringene og driftsutgiftene som følger med – og fordi løsningene er energikrevende.

Det ekstra energiforbruket innebærer at et gasskraftverk som skal ta hånd om CO2, vil bruke fra 15 til 30 prosent mer gass på å produsere hver kilowattime el enn et vanlig gasskraftverk vil gjøre. Dermed vil de også gjøre dypere innhogg i gassreservene på sokkelen.

Mer olje ut: Blir CO2-fjerning realisert, kan oljereservoarer bli aktuelle som underjordiske lagringssteder. Slik går det an å slå to fluer i ett smekk: CO2 kan nemlig utnyttes som et hjelpemiddel til å presse mer olje ut av feltene når det naturlige trykket i reservoaret avtar. Brukt slik, kan CO2 bli en vare som oljeselskapene er villige til å betale for, og inntekten fra CO2-salg kan betale noe av kostnadene knyttet til CO2-fjerningen.

Som lagringssted i undergrunnen går det også an å bruke bergarter der porene er fylt med vann (akviferer).

Alternativt går det an å bruke olje- og gassreservoar der produksjonen er avsluttet.

Kilde: Institutt for Energi- og prosessteknikk, NTNU



Teknologi for CO2-fangst

Dette er de tre ulike prinsippene som hver for seg kan gi oppsamling og fjerning av CO2 fra et gasskraftverk:

1) Rensing av eksosgass fra et vanlig gasskraftverk

Bare tre-fire prosent av eksosen fra et gasskraftverk består av CO2.

• Skal CO2 skilles ut, må hele eksosstrømmen ledes gjennom et renseanlegg, som derfor får svære dimensjoner.

Et kraftverk av Kårstø-størrelse vil trenge et rør med en diameter på 5-6 meter for å bringe eksosen med CO2 fra kraftverket og over til et renseanlegg! 

Renseteknologien er velkjent, men er så langt bare brukt i anlegg som er mye mindre enn de som vil trengs ved rensing i gasskraftverk.

• CO2 skilles ut fra eksosen ved hjelp av såkalte aminer i væskeform, stoffer dannet av amoniakk-molekyler. Aminene har evnen til å knytte svake kjemiske bindinger nettopp til CO2.

Stoffet som dannes ved denne reaksjonen, lar seg enkelt skille ut fra eksosen fordi det er i væskeform. En kokeprosess frigjør CO2-molekylene fra aminene igjen. Deretter kan aminene brukes på nytt, mens CO2 går til lagring.

Det trengs energi både til kokingen, til å komprimere CO2 for rørtransport og lagring, og til å drive vifter, pumper ol.

• Med 250 kilometers avstand til et underjordisk lagringssted, vil et gasskraftverk som fjerner 90 prosent av CO2, bruke 15-20 prosent mer gass pr. produsert kWh enn et vanlig gasskraftverk.

Kraftproduksjonen vil bli ca 15 prosent lavere enn i et like stort kraftverk uten renseanlegg.

Aminene som brukes i dag, tåler ikke oksygen i særlig grad og brytes ned til andre stoffer i form av et slam, først og fremst under kokingen. Da aminene blant annet inneholder kobber, må slammet anses som spesialavfall og behandles deretter.

• Med alle kostnader inkludert, vil rensing og fjerning av 90 prosent av kraftverkets CO2 fordyre kraften med rundt 15-20 øre pr. kWh. 

– Hva er forskjellen på å håndtere CO2 i kraftverkseksos og å fange/lagre CO2  fra et gassreservoar, slik Statoil gjør på Sleipner?

Eksosgassen fra et kraftverk har 1 atmosfæres trykk, mens naturgassen fra reservoaret typisk har 100 atmosfæres trykk når den går inn i renseanlegget. Det høye trykket gir tre fordeler: Rørledninger og tanker blir mye mindre og rimeligere. Det trengs også mindre mengder aminer. Slik CO2-fjerning krever i tillegg mindre energi, både fordi trykket er høyt og fordi aminmengden er lav. 


2) Bruk av oksygen som forbrenningsgass

I vanlige gasskraftverk brukes luft ved forbrenningen. Luft består av knapt fire deler nitrogen og en del oksygen. De store nitrogenmengdene blir med gjennom kraftverket og er hovedbestanddelen i eksosen.

• Dersom nitrogenet og oksygenet i luft blir separert før forbrenningen, og bare oksygen i nødvendig mengde blir ledet til brennkammeret, vil eksosen kun bestå av CO2 og vanndamp.

Vanndampen kan enkelt skilles ut ved kjøling. Dermed kan kraftverket sende fra seg CO2 for lagring, uten å gå veien om renseanlegg og aminbruk.

• Prosessen som separerer nitrogen og oksygen, er imidlertid energikrevende. Derfor vil det totale gassforbruket bli enda høyere enn i et kraftverk med renseanlegg for CO2.

Gassturbiner som takler oksygen som forbrenningsgass, finnes heller ikke ennå.


3) Fjerning av karbon fra brenselet

Det er fullt mulig å fjerne karbonet fra brenselet før forbrenningen. Dette kan gjøres ved hjelp av kommersielt tilgjengelig teknologi, kjent fra f.eks. ammoniakkproduksjon, som omgjør naturgassen til hydrogen og CO2 i atskilte strømmer.

• Hydrogenet vil da bli kraftverkets brensel, mens den utskilte CO2 kan gå til lagring.

I prosesstrinnet foran kraftverket vil CO2 bli skilt ut under høyt trykk, fra en gasstrøm som har mindre volum enn eksosen fra et vanlig gasskraftverk. Dermed blir både amin- og energiforbruket i utskillingsprosessen lavere.

• Totalt sett vil det imidlertid gå med mer energi i et slikt anlegg enn i et gasskraftverk med renseanlegg for CO2. Dette på grunn av tap i prosessen som omgjør naturgassen til hydrogen.

Hydrogen er lite utprøvd som brensel i store, moderne gassturbiner, men ekspertene mener det er fullt mulig å spesiallage slike turbiner for hydrogendrift.

Norsk Hydro lanserte i 1998 planer om å utvikle denne typen kraftverk.  

Kilde: Institutt for Energi- og prosessteknikk, NTNU


 
Norske aktører på CO2-fangstarenaen

Dette er noen av de norske aktørene som er med på å utforme teknologi for CO2-fangst fra gasskraftverk.

SINTEF/NTNU
SINTEF/NTNU
forsker blant annet på rensing av eksos fra gasskraftverk. Dette omfatter både forbedring av eksisterende kjemikalier (aminer) som brukes til slik rensing, og framtidige renseløsninger basert på bruk av membraner.

En betydelig innsats legges også ned i hydrogenturbiner (forbrenningsprosess) og såkalt oxy-fuel teknologi (forbrenning med tilførsel av oksygen i stedet for luft).

Samlet sett utfører SINTEF i samarbeid med NTNU forskning og utvikling innenfor feltet CO2-håndtering for om lag 45 millioner kroner per år for nasjonale og internasjonale aktører.

SINTEF’s tanker rundt lagring av CO2 i oljereservoar og andre geologiske formasjoner for blant annet økt oljeutvinning, stammer tilbake til midten av 80-tallet og regnes som referanseverk og pionerarbeid innen feltet.

Sammen med norske og internasjonale partnere lanserte SINTEF i 2004 "BIGCO2"  - et forskningsprosjekt som skal redusere kostandene knyttet til CO2-håndtering og bringe frem nye teknologier.

Prosjektet er det største enkeltstående forsknings- og utviklingsprosjektet i Skandinavia på dette området og har fått betydelig oppmerksomhet fra det internasjonale CO2 -miljøet.

Kilde: SINTEF Energiforskning


Aker Kværner – Just Catch
I september 2005 leverte Aker Kværner og organisasjonen GassTEK resultatene fra en forstudie av et CO2 fangstanlegg for et 400 MW gasskraftverk. Oppdraget ble utført på vegne av Naturkraft og Skagerak Energi som ønsket å få vurdert mulige reduksjoner i bygge- og driftskostnadene i et aminbasert fangstanlegg. På bakgrunn av resultatene ble det raskt besluttet å videreføre ideene i et større utviklingsprosjekt.

Forstudien indikerte at det var mulig å redusere byggekostnadene med 53% og driftskostnadene med 32%. Dette resulterte i en rensekostnad på 184 kroner per tonn CO2, som tilsvarer 41% reduksjon i kostnaden sammenliknet med et konvensjonelt fangstannlegg.

For å kunne kutte kostnadene ble det valgt en ett strengs løsning (det konvensjonelle hadde to i parallell). Dette resulterer i større utstyrskomponenter, men gir en vesentlig reduksjon i byggekostnadene. Videre ble det valgt å fjerne duplisering av roterende utstyr, samt å introdusere alternativt utstyr. Anvendelse av et forbedret amin ble også lagt til grunn. I beregningene ble rensegraden satt til 85%. 

Aker Kværner har nå besluttet å videreføre ideene i et større utviklingsprosjekt, "Just Catch", i samarbeid med 13 industrielle partnere. Det har vært stor interesse for deltakelse i prosjektet, som nå inkluderer både aktuelle lokale og internasjonale energiselskap. GassTEK, SINTEF og Veritas er sentrale underleverandører.

Prosjektet startet i november 2005 og er planlagt avsluttet i desember 2007. Prosjektet har en kostnadsramme på 33 millioner kroner og har fått økonomisk støtte fra Gassnova, som skal fremme utvikling av ny CO2 fangst teknologi.

Prosjektet er delt inn i syv arbeidspakker, hvor det blant annet inngår fysiske tester i laben til SINTEF i Trondheim og langtidstesting i en forsøksrigg på K-Lab, Kårstø.  Prosjektet skal verifisere antagelsene fra forstudien og man skal etablere en designpakke med anbefalt løsning med en usikkerhet i kostnadsestimatet på +/- 20%, som er vanlig grunnlag for investeringer og igangsetting av tilsvarende prosjekter.

Hovedaktiviteten i Just Catch vil være å vurdere CO2 fangst fra gasskraft, men man vil også vurdere fangst fra kullkraft og andre aktuelle industrikilder. Aker Kværner har lagt vekt på å få til en løsning som kan være i bruk innen 2010 og som kan være markedsledende i minimum 10-20 år.

Utfordringene i forbindelsene med CO2-fangst fra gasskraft er å håndtere store gassvolumer med lave CO2-konsentrasjoner, 3-4 volum %. Slike anlegg har ikke blitt bygget i større skala. En aminbasert eksosrensing som Just Catch er uavhengig av kraftverkets utforming og kan derfor ettermonteres på eksisterende gasskraftverk. Denne muligheten åpner et større marked for slike fangstanlegg.

Kilde: Aker Kværner
For flere opplysninger:
Kontakt direktør Oscar Fr. Graff, Aker Kværner – tel: 91 37 58 59 eller oscar.graff@akerkvaerner.com


Sargas
Det vesle norske teknologiselskapet Sargas hyret inn hjelp fra Siemens i Tyskland og gikk i allianse med Hammerfest Energi. Filosofien er at bygging nå er avgjørende for miljøet og en framtidig utvikling på dette feltet i Norge.

Sargas så at Siemens hadde turbiner – og at UOP-konsernet hadde renseanlegg –  som passet til hva de så for seg: Et varmekraftverk som kan bygges med velprøvde komponenter med tilfredsstillende ansvarsforhold og garantier.

Dette forutsetter foreløpig noe lavere elektrisk virkningsgrad enn vanlige gasskraftverk har, men Sarggas opplyser at den kan økes på sikt. Selskapet opplyser at dagens anlegg i stedet oppnår noe høyere produksjon av varme og svært effektiv rensing av både CO2 og NOX (nitrøse gasser).

Sargas vil fjerne CO2 under trykk. Røykgass med høyt trykk og høy konsentrasjon av CO2 krever kun et lite CO2-renseanlegg. Det gir ifølge Christensen lave rensekostnader – pluss fordeler ved plassering av anlegg. Størrelsen på renseanlegget åpner også for bruk offshore, der utslippet er høyt.

Sargas legger vekt på at selskapet kan komme raskt ut i markedet – og ser det som viktig. Landet vårt har publisert mye på dette området. Sargas mener at vi nå må vise verden at vi gjør noe, og at flere land da vil følge etter. 

Hammerfest Energi har søkt om konsesjon og utslippstillatelse.

I Hammerfest er mye av infrastrukturen klar på forhånd. Kraftverket skal etter planen forsynes med Snøhvit-gass fra Melkøya. Den har for høyt CO2-innhold til å selges urenset. Derfor vil Statoil skille ut CO2 og sende den ned i et vannfylt geologisk lag på sokkelen. Tanken er at gasskraftverket skal bruke det samme returrøret til sin CO2.

Kilder: Sargas og Hammerfest Energi

For flere opplsyninger, kontakt
Dr. pilos Thor Christensen, Sargas – tel: 901 93 857
Prosjektdirektør Bjørn Blix, Hammerfest Energi – tel: 950 88 858


Lyse Energi
I Stavanger har energiselskapet Lyse Energi  lagt grønne gasskraftplaner sammen med CO2 Norway, et konsulentselskap i Kongsberg.

Planene hviler på teknologi fra amerikanske Clean Energy Systems; turbiner som produserer kraft fra en blanding av vanndamp og CO2.

Kraften blir til på samme måte som i en rakettmotor. Her er ingen kjel. Forbrenningen skjer i en reaktor som tilføres gass, oksygen og vann.

Kilde: Lyse Energi,
For mer informasjon, kontakt: Jan Arvid Øvestad, Lyse Energi,
tel: 51 90 80 00


Bellonas verdikjede for CO2
I april 2005 utga Oljedirektoratet en rapport om mulig CO2-bruk offshore. ”Konklusjonen er at CO2-injeksjon ikke framstår som et kommersielt alternativ for økt oljeutvinning for lisenseierne på norsk sokkel i dag” skrev OD på sin hjemmeside.

Videre sto det:” CO2-injeksjon er teknisk mulig, og potensialet for økt utvinning er stort. Men terskelkostnadene for å etablere en leveransekjede for injeksjon av CO2 er så høye at andre metoder for økt utvinning fremstår som mer attraktive for lisenseierne i dag.”

På seinsommeren 2005 kom en Bellona-rapport som hevder at OD tar feil. Her sier miljøstiftelsen at direktoratet bruker to gale premisser. OD forutsetter for det første at ett enkelt oljefelt skal bære hele kostnaden for fangst og transport av CO2. I tillegg opererer OD med for høye bruttokostnader for CO2-fangst, ifølge Bellona.

Miljøstiftelsen framhever at CO2 er en ressurs som gir oss muligheten til å øke verdiskapingen på sokkelen, en mulighet vi går glipp av om vi ikke får forsynt oljefelter med CO2.

Bellona påpeker at det er staten som tjener mest på økt oljeutvinning, gjennom skatteinngang og sitt direkte eierskap på sokkelen. Bellona vil derfor friste nettopp staten til å få i gang CO2-transport til oljefeltene. Betaler staten en kvotepris på 160 kroner for å slippe ut ett tonn CO2, går den glipp av 700 kroner i økte oljeinntekter. Uten CO2-injeksjon vil staten aldri få denne inntekten, påpeker Bellona.

I rapporten er to tenkte nyetablerte selskaper plassert mellom utslippskilden og oljereservoaret. Ett av dem skal drive renseanlegg. Det andre, et statsforetak, skal kjøpe CO2 fra renseanleggene og selge den til oljeindustrien. Foretaket skal investere i transportrørledninger og mellomlagre for CO2 i utvalgte felter på sokkelen.

Systemet skal gi utslippseierne en rimelig og forutsigbar måte å bli kvitt utslippene på. Bellona understreker at det viktigste er å få CO2 ut på sokkelen. Det er uinteressant hvor den kommer fra. Som en start vil Bellona bruke CO2 fra de planlagte norske gasskraftverkene og et stort nytt et på Sør-Vestlandet, samt fra prosessindustri.

Miljøstiftelsen vil eksportere brorparten av gasskraften, men vil også bruke CO2-frie gasskraftverk til å elektrifisere sokkelen. Det vil redusere de norske CO2-utslippene ytterligere.

Kilde: Bellona
For mer informasjon: Kontakt Marius Holm, Bellona – tel: 957 21 632

 
Foreslåtte kraftverk med CO2-håndtering

Sverige først ute:
Verdens første kraftverk med CO2-fangst blir svensk – og kommer midt på landsbygda i det tidligere DDR.

Ved landsbyen Schwarze Pumpe, midt mellom Dresden og Berlin, vil svenske Vattenfall bygge en pilotversjon – lillebrorutgave – av et uvanlig kullkraftverk: Det første i verden som samler opp CO2 fra røykgassen.

Pilotanlegget i Tyskland vil være i drift sommeren 2008. Med brunkull som brensel vil det produsere glovarm høytrykksdamp: Inn går rundt 30 MW (megawatt), energi nok til at en dampturbin kan produsere 15 MW elektrisk effekt. Det tilsvarer hva som trengs når 15 000 panelovner står på 1000 watt.

Bare CO2 i eksosen: I vanlige kullkraftverk utgjør CO2 fattige 12-14 prosent av røykgassen. Da blir det dyrt å fange den inn. Pilotanlegget vil imidlertid avgi ren CO2.

I bunnen av Vattenfalls kostnadsberegninger lå teknologi for CO2-fangst som Vattenfall har arbeidet med lenge. Systemet for CO2-handel var regnestykkets bakteppe. Og svaret: At fangst og lagring av CO2 fra kullkraft er konkurransedyktig ved en kvotepris på 20 Euro (drøyt 160 NOK) per tonn CO2. Fangstkostnaden er beregnet til rundt 130 NOK per tonn, resten er transport og lagring.

Kommersielt anlegg i 2020: Pilotversjonen vil bli etterfulgt av en demonstrasjonsversjon på rundt 250 MW, som det tar fem år å bygge. Den skal brukes til å optimalisere løsningen. Først etter 2020 vil et kommersielt anlegg være klart til bruk. 

I pilotprosjektet må Vattenfall nøye seg med å teste fangstdelen av sitt CO2-konsept. Selskapet håpet å få lagret drivhusgassen hos forskere som studerer CO2-deponering i vannfylte, geologiske lag utenfor Berlin. ”Timingen” stemte imidlertid ikke.

Pilotanlegget vil aldri bli lønnsomt, og det har heller ikke vært meningen. Vattenfall bygger piloten for å verifisere databeregningene sine og sjekke at forbrenningskjemien fungerer slik selskapet tror.

Kilde: Vattenfall
For mer informasjon
Kontakt: Konserndirektør Lars Strømberg, Vattenfall
Tel: +46-8-739 5511
e-mail. lars.stromberg@vattenfall.com
 

Grønn gasskraft i Skottland
Oljeselskapet BP og flere samarbeidspartnere annonserte våren 2005 at de vil bygge et gasskraftverk med CO2-håndtering i Skottland. Der skal gassen splittes i sine to bestanddeler før bruk. Hydrogenet blir kraftverkets brensel. Karbonet frigjøres som CO2 og skal gå til økt oljeproduksjon. Investeringsbeslutning skal etter planen tas i 2006.


Norge viser vei
Shell
og Statoil lanserte i vinter verdens største offshore prosjekt for bruk av CO2 til økt oljeutvinning. 

De to selskapene har undertegnet en avtale om å samarbeide om å utvikle et storskala prosjekt for å bruke CO2 til å øke oljeutvinningen (EOR) i offshore felter. 

Prosjektet består av et gasskraftverk på Tjeldbergodden i Midt-Norge, som skal levere CO2 til bruk i olje- og gassfeltene Draugen og Heidrun.  Elektrisitet fra kraftverket vil også bli overført til plattformene og vil dermed bringe disse installasjonene ned mot null utslipp av CO2 og NOx.

Fordelene som en kan oppnå gjennom dette prosjektet er:

• Storskala bruk av CO2 for EOR-formål
• Forlenget levetid av viktige olje- og gassfelter
• Betydelig reduksjon av CO2og NOx-utslipp
• Industriell verdiskaping og teknologiutvikling
• Bidrag til den langsiktige kraftbalansen i Midt-Norge

Å etablere denne CO2 verdikjeden er teknologisk og økonomisk utfordrende.  Prosjektet vil derfor være avhengig av betydelig statlig finansiering og samarbeid, særlig når det gjelder CO2 fangst og transport.

Et stort kraftverk i denne regionen vil innebære store samfunnsøkonomiske besparelser som må komme prosjektet til gode.  Prosjektet vil også være avhengig av engasjement fra andre industri- og kraftselskaper i regionen.

Statoil og Shell vil gjennom 2006 bearbeide de kommersielle og teknologiske sider forbundet med prosjektet for å avklare forutsetningene for lønnsomhet. Statoil og Shell ønsker å være konstruktive bidragsytere for å få på plass robuste industrielle løsninger på CO2-området, og er derfor beredt til å påta seg forpliktelser i forhold til de industrielle behov de har. De ulike elementene av prosjektet vil etter planen bli faset inn i perioden 2010 til 2012.

”Vårt mål er å etablere et bredt partnerskap for å realisere dette nyskapende prosjektet, som responderer på grunnleggende fremtidige utfordringer som samfunnet står overfor innenfor energiproduksjon og miljø,” sa konsernsjef Helge Lund i Statoil i pressemeldingen som gikk ut.

Prosjektet er i tråd med internasjonale og nasjonale målsettinger for klimatiltak og svarer på utfordringene som knytter seg til behovet for økt energiproduksjon og dermed økende CO2-utslipp. Prosjektet kan potensielt utnytte og lagre mellom 2 og 2,5 millioner tonn CO2 hvert år i Draugen- og Heidrunfeltet.

”Dette er en viktig milepæl for Shell i retning av vår visjon for grønnere fossile brensler med det meste av CO2utslippene fanget og lagret i undergrunnen”, sa konsernsjef Jeroen van der Veer i Shell i pressemeldingen.

Shell var et pionerselskap for å ta i bruk CO2 for økt oljeutvinning på 1970 tallet.

Statoil har vært et pionerselskap ved å fange og lagre CO2på Sleipnerfeltet fra 1996 og gjennom arbeidet i prosjektene Snøhvit utenfor Hammerfest og In Salah i Algerie.

Kilde: Shell og Statoil

Pressekontakter
Statoil – Informasjonssjef  - Gine Wang   + 47 976 94 340
Shell – Informasjonsdirektør -  Terje Jonassen  + 47 907 44 574


 
Disse vil bygge ut gasskraft i Norge

Følgende konsesjoner for gasskraft er gitt og stadfestet av myndighetene:
 
Naturkraft, Kårstø: 420 MW. Er under bygging. Kraftverket vil bli satt i kommersiell drift høsten 20007. Årlig kraftproduksjon: 3,5 TWh

Naturkraft, Kollsnes: 400 MW. Blir ikke bygget (konsesjonen er "innlevert" til myndighetene).

Statoil, Melkøya (Snøhvit): 215 MW. Er under bygging.

Industrikraft Midt-Norge, Skogn: 800 MW
 
I tillegg har Statoil fått konsesjon fra NVE på Tjeldbergodden - 920 MW. Denne er anket, og ikke endelig godkjent av myndighetene.
 
I tillegg foreligger det konsesjonssøknader for gasskraftverk i Hammerfest og på Mongstad.
 
Det er forhåndsmeldinger (første trinn i konsesjonsprosessen) på gasskraftverk i Fræna og Grenland.
 
Mer informasjon:
http://www.nve.no/modules/module_109/publisher_view_product.asp?iEntityId=9610