Den økte prisen skyldes økte materialkostnader, og ikke minst at det er dyrt å bygge anlegg innenfor gjerdet på gassbehandlingsanlegget på Kårstø. Her er kravet til sikkerhet og adgangskontroll langt strengere enn hva som oppleves på en vanlig arbeidsplass.

Andre utfordringer for Staten, som skal stå for driften av hele anlegget, er driftsomkostningene, som NVE beregner til rundt 370 millioner kroner årlig. Driftskostnadene skyldes at anlegget bruker store mengder energi, både for å fange CO₂ og for å transportere og lagre klimagassen.

Aminrensing

Den ambisiøse tidsplanen for Kårstø-prosjektet har medført at NVE har tatt utgangspunkt i mest mulig etablert teknologi. Hele fangstanlegget er derfor basert på absorbsjon av CO₂ i et amin, som deretter strippes for CO₂ ved oppvarming. Denne teknologien er kjent og brukes blant annet både på Sleipner-feltet og på Snøhvit. Men da skjer det i en lukket prosess med uttak av CO₂ fra gassen i reservoaret. Prosessen er også brukt i næringsmiddelindustrien for å kunne produsere CO₂ (kullsyre).

Ingen har laget et renseanlegg for CO₂ fra eksosgassen fra et gasskaftverk i den størrelsen som er påkrevet for Kårstø-kraftverket tidligere. Det eksisterer et anlegg i Bellingham, USA, som har vært i drift over flere år, men som nå er stengt ned. Dette hadde, da det var i drift, en årsproduksjon på rundt 120.000 tonn CO₂, som i all hovedsak gikk til næringsmiddelindustrien. – Det er ikke gitt at å skalere opp et anlegg til tidobbelt produksjon og rensekapasitet, er likefrem. Men flere konsulenter og leverandører har deltatt i prosjektet for å vurdere hvordan et slik anlegg skal konstrueres og bygges, forteller Pål Tore Svendsen i NVE. Han har ledet prosjektarbeidet med CO₂ fangst på Kårstø.

Ingen tekniske hindre

Rapporten fra NVE slår fast at det ikke har dukket opp noen store tekniske hindere for å kunne gjennomføre utbyggingen av et fangstanlegg. Anlegget vil rense om lag 85 prosent av all CO₂ som finnes i røykgassen. De resterende 15 prosentene vil slippes ut i atmosfæren.

I tillegg til CO₂ vil anlegget også slippe ut aminer, ammoniakk og andre kjemiske forbindelser i små mengder. Dette er stoffer som ligger i aminet, og som etter hvert vil dampe av selve renseprosessen. Et annet element er aminvæsken. Den kan kun regenereres et gitt antall ganger, før denne må skiftes ut. Dermed blir det et visst forbruk av aminer.– Vi har ikke fullstendig oversikt over hva et slikt anlegg vil slippe ut av farlige kjemilakalier, og dette vil til dels være avhengig av leverandørvalg. Vi vurderer at et fangtsanlegg med aminrensing avhengig av å få utslippstillatelse fra SFT, understreker prosjektlederen.

Kun en tomt tilgjengelig

Det planlagte anlegget krever et areal på minimum 100 x 100 meter. Selve absorbsjonstårnet er beregnet til å rage mer enn 60 meter i været. Det tilsvarer de høyeste enhetene som finnes på gassbehandlingsanlegget i dag. Fangstanlegget vil bli lokalisert øst om kraftverket. – Opprinnelig fantes tre mulige plasseringer, enten nord, sør elller øst for kraftverket. Plassen sør for kraftverket ønsker Naturkraft å beholde for om mulig å installere et nytt kraftverk, mens arealet nord for kraftverket skal brukes til fremtidige utvidelser av gassbehandlingsanlegget, forteller Svendsen.

– Vi ønsker at fangstanlegget skal ligge så nær kraftanlegget som mulig. Da oppstår minst mulig tap av trykk i røykgassen før den går gjennom absorbsjonanlegget. Et trykktap vil føre til tap elektrisitetsproduksjon, sier han.

Krever et Alta-kraftverk

Rammebetingelsene for utbyggingen av et fangstanlegg og tilhørene transport og lagring av CO₂ er strenge. Det må bygges eget sjøvannsinntakt med egne sjøvannspumper for kjøling av fangstanlegget. Beregninger leverandørene av fangstanlegget og kompressor til transport og lagring har foretatt, viser at kraftbehovet for det komplette fangstanlegget betydelig. – Å drifte renseanlegget krever et Alta-kraftverk, forteller Svendsen i NVE.

I sine beregninger har NVE lagt til grunn av både elektrisk kraft pluss energi i form av damp kjøpes fra Naturkraft. – NVE har forutsatt at selskapet som skal drive fangstanlegget må betale markedspris for det tapet Naturkraft og dets eiere har på grunn av bortfall av salgbar kraft, rundt 600 GWh årlig, sier Svendsen. Fangstanlegget reduserer totalvirkningsgraden på kraftverket med ti prosentpoeng, mens elkraftproduksjonen reduseres med nær 20 prosent.

Kraftbehovet for fangst og transport av CO₂ tilsvarer forbruket til 30 000 husstander, eller en by på størrelse med Skien.

Inn på Sleipner-plattformen

NVE har vurdert tre forskjellige alternativer til transport og lagring av CO₂, alle basert på rørtransport. Det er å lagre CO₂ i det gamle gassreservoaert på Heimdal-feltet. Dette har vært nedstengt en periode. Det er også mulig å etablere en egen brønn med tilsvarende undervannsutrustning i Utsiraformasjonen, ikke langt fra land, samt å lagre CO₂ i Utsira-formasjonen via eksisterende installasjoner på Sleipner. Dette kan kreve en ny brønn.

– Vi har også sett etter andre mulige lagringsplasser for CO₂, blant annet i Karmsundet. I denne omgang er det ikke vurdert felt som kan nytte CO₂ til økt oljeutvinning. Det lå ikke i mandatet fra Olje og energidepartementet, sier Svendsen

Endelig lagringsplass er ikke definert, men bergningene er basert på lagring via Sleipner-platfformene.

Standard stål

Rørledningen som skal brukes for å transportere CO₂ fra Kårsø til Sleipner er på 10 tommer ved 170 bars operasjonstrykk. I kostnadsberegningene er det brukt vanlig stål. CO₂, vann og stål er vanligvis ingen god kombinasjon. Tvert i mot er det svært korrosivt. Derfor må CO₂-et som utskilles fra aminrensanlegget tørkes før gassen føres til kompressor og rørledning.

– Den rørledningen vi har valgt har rom for noe utvidelse men vi har ikke lagt til grunn at andre CO₂-produsenter skal bruke rørledning forlagring av deres klimagasser, sier Svendsen.

Kårstø gasskraftverk

Naturkraft har konsesjon for et gasskraftverkt uten CO₂ rensing. Det inkluderer også utslippstillatelse av urenset røykgass. Installert effekt på verket er 420 MWe, som er planlagt å tilføre elnettet 3,5 TWh energi, eller ca to prosent av dagens samlede elektristetsproduksjon i Norge. Kraftverket vil starte opp i løpet av året. Uttestingen starter allerede like over påske i år.

Kårstø-kraftverket er et såkalt kombikraftverk med to produsenter av elektrisk kraft – en generator koplet til gassturbinen samt en dampkrets oppvarmet fra eksosgassene med en dampturbin med generator. Eksosen renses for NO_x. Virkningsgraden for anlegget er beregnet til 58,9 prosent, hvilket er høyt til tross for at lavtemperaturenergien ikke utnyttes.

– Vi forsøkte å integrere deler av energiproduksjonen og hjelpesystemene i kraftverket med gassbehandlingsanlegget på Kårstø, men forhandlingene med Statoil og Gassco førte ikke frem. De var avhengig av egen dampproduksjon for å sikre driften gassbehandlingsanlegget, forteller informasjnssjef Geir Fuglseth.

Dette innebærer også at Naturkraft må ha egne sjøvannspumper for kjølekretser, inklusive eget sjøvannsinntak. Dette bygges nå og er dimensjonert for dagens kraftverk med en mulighet for å oppgradere med ytterligere en kraftverksblokk for å doble kapasiteten ved kraftverket. Eksisterende sjøvannsanlegg på Kårstø er utnyttet til nær 100 prosent.

Utelatte muligheter

NVE har ikke tatt med i beregningene en egen kai for lasting og eventuell lossing av CO₂, som i følge John O. Pande i Process Invest Energy, verdens fjerde mest omsatt kommersiell gass. Den brukes i brannslukningsanlegg, næringsmiddelindustrien og i landbruket. Pande har tidligere hatt en rekke stilllinger innen Hydro, nå Yara, hvor han håndterte klimagassen. Yara selger i dag store mengder CO₂ på det åpne markedet. Det burde være mulig å selge CO₂ over kai i dette markedet.

Det finnes også andre kraftverksprosjekter i Sunnhordaland og på Haugalandet som kan være intereserte i å bruke rørledningen ut til Sleipner for å lagre CO₂. Haugaland Kraft har forhåndsinnmeldt at de vil søke om konsesjon på et kullkraftverk med CO₂-fangst, lagt til Haugaland Næringspark, ikke langt fra Kårstø. Mens Husnes Aluminium, Eramet og Tinfoss har gått sammen og ønsker å bygge et kullkraftverk med CO₂ rensing på Husnes. Ingen av disse to prosjektene har definert hvor CO₂ skal lagres. Forutsetningen for de begge er at Staten har sagt seg villig til å håndtere permanent lagring av klimagassen.