CCS

Equinor: Britene er bedre enn Norge på karbonfangst og -lagring

Equinor trenger kunder som inngår langsiktige kontrakter hvis selskapet skal bygge fabrikker for blått hydrogen. Erfaring fra oljealderens barndom hentes frem når selskapet skal være med på å utvikle et hydrogenmarked i Europa.

Britene er i ferd med å bli førende på CCS, mener Grete Tveit, som er direktør for lavkarbonløsninger i Equinor.
Britene er i ferd med å bli førende på CCS, mener Grete Tveit, som er direktør for lavkarbonløsninger i Equinor. (Foto: Ole Jørgen Bratland/Equinor)

Equinor trenger kunder som inngår langsiktige kontrakter hvis selskapet skal bygge fabrikker for blått hydrogen. Erfaring fra oljealderens barndom hentes frem når selskapet skal være med på å utvikle et hydrogenmarked i Europa.

  • energi

Artikkelen er sampublisert med Energi og Klima

Den statsdominerte norske energikjempen Equinor deltar i dag i 14 CCS- eller hydrogenprosjekter i Europa, fire av dem i Norge. Storbritannia er det landet der det norske selskapet har flest slike prosjekter, hele syv. Britene er i ferd med å ta igjen Norge som «CCS-landet.

– Selv om det norske Northern Lights er det enkeltprosjektet som er kommet lengst, er det britene som er i front med en helhetlig tenking rundt fangst og lagring av CO2 og hydrogenprosjekter. Det sier Grete Tveit, som er direktør for lavkarbonløsninger i Equinor.

EU presser på, men det tar tid

EU-kommisjonen la i desember frem et forslag til revidert gassmarkedsdirektiv og planer for å skape et marked for hydrogen. Forslagene behandles som en del av EUs «Fit for 55-pakke». Omstillingen til bruk av hydrogen til kraftproduksjon og i industrien er i gang. Men tiden løper.

Equinor presenterte på sin kapitalmarkedsdag i fjor ambisiøse planer frem til 2035:

  • 15-20 millioner tonn CO2 i lager og transportkapasitet, som er 30 til 60 Northern Lights-prosjekter som kan lagre 1,5 millioner tonn. Equinor har en tredjedel, det vil si 0,5 millioner tonn lagerkapasitet.
  • De skal ha tre til fem industriclustere for produksjon av grønt hydrogen fra vann eller blått hydrogen fra gass der CO2 fjernes og lagres under havbunnen.

Investeringsbeslutningene lar vente på seg.

– Det haster med avklaring rundt rammebetingelser og utforming av støtteordninger for å opprettholde fremdriften i prosjektene og nå målene vi har satt oss, understreker Tveit.

Hun ser en veldig offensiv holdning hos britene mens Norge, Nederland, Belgia og Tyskland fremdeles ligger litt bak.

– Britene er mer fleksible enn de andre landene, forklarer hun.

Langsiktige kontrakter

Helt siden 1990-tallet har EU drevet frem en liberalisering av energimarkedet. Dette har på mange områder fått konsekvenser for EØS-landet Norge. Langsiktige gasskontrakter, som sikret utbyggingen av gassgigantene på norsk sokkel, ble avviklet. Nå kan dette verktøyet være på vei tilbake for å sikre et hydrogenmarked.

– Vi trenger kjøpere for å kunne gjøre en investeringsbeslutning om å bygge en hydrogenfabrikk. Ikke nødvendigvis kjøpere til all produksjon i all fremtid, men en prosentvis andel må være solgt over en viss periode, sier Tveit.

Hun ønsker ikke å konkretisere dette nærmere.

Kunder for hydrogen vil typisk være jern- og stålverk, men også kraftverk. I dag har Equinor inngått MOU-avtaler (memorandum of understanding) med Thyssen Steel, British Steel og US Steel. Men det finnes ingen inngåtte kontrakter med sikte på å levere hydrogen. Det finnes andre som er interessante som kunder, som kraftsektoren og kunstgjødsel.

Hvor kommer hydrogen-produksjonen?

I dag sender Norge ca. 120 milliarder kubikkmeter gass til britiske og europeiske kunder. Equinor selger i underkant av halvparten av dette. EUs mål er en gradvis utfasing av gass innen 2050. Den skal erstattes av helst grønt hydrogen, sol- og vindkraft. Men omdannet til hydrogen ser aktører på norsk sokkel et forlenget liv for gassen.

Slik ser en for seg at CO2 skal fraktes og plasseres trygt under havbunnen.
Slik ser en for seg at CO2 skal fraktes og plasseres trygt under havbunnen. Illustrasjon: Equinor

Spørsmålet for Equinor og partnere i lisensen på norsk sokkel er: Hva kommer til å lønne seg? Lage hydrogen av naturgass i Norge og frakte denne til kontinentet og Storbritannia gjennom dagens rørledninger og sende CO2 den korte veien til lagring under havbunnen på norsk sokkel? Eller sende gassen som i dag går i rør til kontinentet og Storbritannia for å lage hydrogen der og sende CO2 tilbake til norsk sokkel? Denne problemstillingen drøfter Equinor med kunder og ikke minst med Gassco, som er operatør av norske gassrørledninger til Europa og Storbritannia. Hva som blir resultatet av denne vurderingen, vil ikke Tveit si noe nærmere om i dag.

– Alle alternativer er på bordet, understreker hun.

Bruke rør som er der

EU-kommisjonen foreslo i desember å gi hydrogen og lavkarbongass forrang i ledningssystemet. I dag er omtrent 5 prosent av gassen i EU såkalt lavkarbon, det vil si at det er blandet inn hydrogen eller biogass i den. EU ønsker å øke denne andelen – og ikke minst at det skjer ved å bruke grønt hydrogen. Dette er tiltak som skal virkeliggjøre EUs hydrogenstrategi.

I flere land ser en nå aktivt på å bruke ledningsnettet for gass til hydrogen. Nederland, som snart ikke lenger har produserende gassfelt, ønsker å kickstarte bruken av sitt 15.000 kilometer lange nett til hydrogen. I Storbritannia og Tyskland satser en på det samme, men i mindre målestokk, skriver Bloomberg. Nederlands satsing er mer omfattende.

Tveit understreker at en bruk av det eksisterende gassrørnettet for frakt av hydrogen vil være rimeligere enn å legge nye rør.

Teknisk finnes det flere løsninger for bruk av både gassrørledningene fra Norge og de som i dag frakter gass på kontinentet.

Kart med tegning av rørledningene som fører norsk gass til land i Europa.
Rørledningene som fører norsk gass til markedet. I fremtiden kan de frakte hydrogen. Illustrasjon: Olje- og energidepartementet

Gassen som transportmetode

Tveit forklarer at Equinor ser på muligheten av å blande hydrogen inn i gassen som sendes fra Norge til mottaksterminalene i Storbritannia, Frankrike, Belgia og Tyskland.

– Gassen kan da enten selges med en viss prosent hydrogen, eller så kan man skille ut hydrogen igjen ved mottaksterminalene. Da kan en selge hydrogen for seg og gass for seg. Det store problemet er å finne kunder som er villig til å betale for dette. For ingen av disse løsningene er i dag billige, forklarer Tveit.

En nylig offentliggjort studie fra Fraunhofer Institute for Energy Economics and Energy System Technology (IEE), viser nettopp hvor vanskelig dette kan bli. En 20 prosent innblanding av hydrogen vil øke kostnadene med mer enn 23 prosent i snitt i EU-markedet, men bare føre til et kutt i utslipp av CO2 med 6 til 7 prosent, skriver Recharge, som omtaler rapporten.
Denne ordningen er også omstridt og kritiseres av en rekke miljøorganisasjoner som et forsøk på å forlenge gassens liv i den europeiske energimiksen.

Hva med taksonomien?

I EU-kommisjonens utkast til forslag om å merke gass som bærekraftig i en overgangsperiode (taksonomien), stiller EU-kommisjonen så strenge utslippskrav for gasskraftverk at dette er uoppnåelig uten CCS eller at gassen blandes ut med hydrogen eller biogass. Tanken på å gjøre gass til bærekraftige investeringer er omstridt i EU, selv om det bare er for en overgangsperiode.

En rekke land har signalisert at de er imot dette, fordi de prinsipielt mener at en ikke kan «grønnmerke» en fossil energiform. Det endelige forslaget fra Kommisjonen er ventet om kort tid. Det skal da behandles i Rådet og Europaparlamentet.

Les også

Kommentarer (2)

Kommentarer (2)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå