CO2-fangst og -lagring: Hvorfor mislykkes Norge og Europa? - Energi og Klima

CO2-fangst og -lagring: Hvorfor mislykkes Norge og Europa?

Et liberalisert kraftmarked, slik vi har i Norge og Europa, gir meget stor markedsrisiko for CCS-prosjekter. Derfor ser det mørkt ut for CCS – selv om teknologien er tilgjengelig.

Denne artikkelen er over 2 år gammel. 1 kommentar

På Zeros konferanse i november ble et CCS-prosjekt som SaskPower bygger i provinsen Saskatchewan i Canada presentert. Prosjektet vil levere 110 MW, fange om lag 1 million tonn CO2 per år, og koste 1,24 milliarder canadiske dollar, om lag 7 milliarder kroner. Prosjektet er i hovedsak finansiert av kraftselskapet som er ansvarlig for å levere kraft til Saskatchewan, men Canadas regjering ga ca 240 millioner dollar i oppstartsstøtte.

Prosjektet er ifølge kraftselskapet lønnsomt og har lav relativt lav investeringskostnad per kWh og per tonn CO2. Kostnadene per kWh for CCS-prosjektet er i de første årene estimert til å være ca. 8 cent eller litt under 50 øre/kWh – og synkende etter at anlegget er avskrevet.

Prosjektet ble lagt ut på offentlig anbud og det var konkurranse om å få levere teknologi, stål og sement. Et eksempel til etterfølgelse for verdens regjeringer, kraft- og oljeselskaper. Hvorfor er prosjektet lønnsomt?

Saskatchewan er en provins hvor kraftmarkedet ikke er liberalisert. Sluttbrukerpriser er fastsatt til ca 70 øre/kWh, inkludert nettleie, skatter og avgifter, levert på døra året rundt for husholdninger. Da kraftselskapet finansierte CCS-prosjektet, økte det kraftprisen med noen få øre for alle forbrukerne i provinsen. Økningen dekker også andre betydelige infrastrukturtiltak i provinsen som nett- og effektivitetstiltak. CO2 skal også selges til oljeselskap til bruk for økt oljeutvinning. Antatt pris er 30 $ per tonn, men prosjektet kan leve med mindre, er jeg fortalt, og mye CO2 skal også lagres permanent.

Lav kostnad på tilført energi tilsvarer lav kostnad per tonn CO2 fanget og lagret

Essensielt for lønnsomheten i prosjektet og langsiktige driftskostnader er prisen på innsatsvarer for kraftverket, i dette tilfellet kull. Prisen på kullet er hva det koster å grave ut kullet og levere det på døra til kraftverket, om lag 30 $ per tonn. Dette omtales ofte som kost pluss-modellen eller selvkost. Det eneste eksemplet vi har på kost pluss-leveranser av energi til foredling i Norge i senere tid er nok Statoils Snøhvit LNG-anlegg i Hammerfest.

Det som er viktig å få med seg her, er at lav kostnad på tilført energi tilsvarer lav kostnad per tonn CO2 fanget og lagret, ettersom CO2-fangst er meget energiintensivt.

Et kullkraftprosjekt i Europa vil i dag måtte betale om lag 100 $ per tonn kull og dermed vil kostnadene per tonn CO2 være betydelig høyere gitt energitapet i CCS-prosessen. Andre faktorer som gjør CCS svært kostbart i Europa og Norge er markedsrisiko, siden høy risiko medfører dyr finansiering. Ikke nok med at et kraftverk med CCS vil måtte betale markedspriser for kull eller gass, som varierer betydelig gjennom året og over mange år, kvoteprisen varierer også mye og er svært usikker i et lengre perspektiv. Men spikeren i kista for CCS er kanskje at kraftmarkedene er liberalisert i Norge og Europa, noe som gjør avsetning av kraften svært usikker når man skal konkurrere med andre avskrevne kraftverk.

Et liberalisert kraftmarked er en stor hemsko for CCS

En sterk økning i volatiliteten i kraftprisen er også forventet med økende innfasing av mye tilfeldig kraft inn i systemet. Når man først bygger et kraftverk med CCS bør det driftes 24 timer i døgnet, ikke kun når prisen på Nord Pool eller andre kraftbørser er lik marginalkostnad for kraftverket. Gasskraftverket på Kårstø er et godt eksempel på hva et liberalisert kraftmarked gjør med driftstiden i kraftanlegg med høy marginalkost – sett opp mot vannkraft.

Energiloven og kraftmarkedet i Norge eller EU kan ikke garantere 100 prosent driftstid. Et liberalisert kraftmarked er dermed en stor hemsko for CCS i Norge, Europa og andre liberaliserte kraftmarkeder verden rundt. Dette innrømmet sågar EU-kommisjonen på kammerset under sitt arbeid med CCS i 2005.

Alle disse faktorene, uavhengig av teknologiutvikling, gir stor markedsrisiko og gjør dessverre CCS-prosjekter svært usikre og lite attraktive i uoverskuelig fremtid. Men uten CCS er det ikke mulig å oppnå de CO2-reduksjoner som trengs i Europa og resten av verden.

I Port Arthur, Texas er Air Products i drift med sitt CO2-fangstprosjekt som skal levere CO2 til EOR (Enhanced oil Recovery) og permanent lagring. Genistreken her er bruk av CO2 fra to stykk Steam Methane Reformers, hydrogen produksjonsanlegg basert på gass. Slike anlegg finnes det over hele verden og nær sagt ethvert oljeraffineri har slike anlegg i nærheten, i tillegg til at de brukes i svært mange kjemianlegg. At ikke slike CCS-prosjekter har blitt kjørt frem som førsteprioritet for demonstrasjon og kommersielle anlegg i stor skala allerede, er svært skuffende all den tid vi vet at kostnadene for å fange CO2 fra slike anlegg er meget lave sammenlignet med røykgass etter forbrenning av kull eller gass. I disse prosjektene vil fangstkostnadene være fra $ 5-15 per tonn CO2, ifølge IEA.

For all del, det er særs viktig med CCS på kraftanlegg, men IEA har lagt til grunn at om lag 40 prosent av verdens behov for CCS vil måtte komme fra slike anlegg. LNG, GTL (gas to liquids), ammoniakk og andre prosessanlegg er glimrende kandidater verden rundt. Sleipner og Snøhvit er to referanseanlegg for slik CO2-fangst. Hvorfor kan ikke Norge, USA, EU, Australia og andre betydelige energinasjoner avtalefeste en plan om å installere CCS på denne type anlegg? Det redder ikke verden, men er en god plan B eller C inntil en global klimaavtale eventuelt kommer på plass.

Bli abonnent!

Én kommentar

  1. Nils_r

    Nils_r

    Enig Geir- mvh nilsr

Kommentarfeltet er stengt.