Klima-, energi- og forsyningsminister Dan Jørgensen (S) kommer snart til at lede forhandlingerne om en kommende dansk strategi for CO2-fangst og -lagring (CCS).

Og han får nok at se til, for ønskerne fra nogle af de største aktører herhjemme stikker i flere forskellige retninger, og der bliver lagt pres på tidsplanen. Det viser en aktindsigt, som EnergiWatch har fået i fire mødereferater fra møder, som Energistyrelsen har holdt med aktørerne tidligere i år.

Ministeren erkender da også over for EnergiWatch, at det næppe bliver ligetil:

"Det er en kæmpe opgave at skabe et marked for fangst og lagring af CO2 i Danmark. Det svarer til at skulle bygge et elnet og elproduktion op fra bunden. Derfor startede vi med at indgå en bred aftale før sommerferien, der sikrer udviklingen af fremtidens CO2-lagre i Danmark," lyder det i et skriftligt svar.

"Her i efteråret vil vi forhandle de øvrige dele af strategien, blandt andet udmøntningen af CCUS-puljen på 16 mia. kr. og fangst og transport. Det skal være med til at modne CCS-teknologien og gøre den attraktiv for det private marked, så vi får den op i skala og ned i pris," tilføjer ministeren.

Ineos: Et halvt år for sent

Det mest fremskredne projekt om CO2-lagring i Danmark drives af olieselskabet Ineos. Tidligere på måneden kom det frem, at Ineos har samlet et konsortium på 29 aktører over hele værdien til sit projekt, som bærer navnet Greensand.

Hermed satser selskabet på at kunne lagre mellem en halv og en hel million ton CO2 under Nini-feltet allerede i 2025, mens målet på sigt er mellem 4 og 8 mio. ton om året. Konsortiet har tænkt sig at søge hele den pulje på 197 mio. kr., der er oprettet til formålet i regi af EUDP. Men Ineos mener, at den mulighed skulle være kommet noget før:

"Ineos er langt i forberedelsen af lager-løsningen Greensand i den danske Nordsø. Lageret kan stå klar i 2025, men det er allerede en presset tidslinje. Ineos anser udbuddet af Norsøaftalens midler til demonstration af CO2-lagring i Nordsøen gennem EUDP som værende et halvt år bagud i forhold til deres tidsplan," lød det i referatet fra Energistyrelsen efter et møde med Ineos den 12. maj.

Capex-støtte er en barriere

Her slog Ineos også fast, at det for dem er helt afgørende med statslig capex-støtte og tilsagn herom, inden der kan træffes investeringsbeslutning. For selv om opex-støtte kan være med til at mindske risici i processen, mener Ineos ikke, at det kan stå alene:

"De initiale investeringer er for høje og riskoen er for stor. Capex-investeringen ses som den helt store barriere," skrev styrelsen i sit referat.

Ineos mener desuden ikke, at et generelt tilsagn om et støtteniveau på 40 pct. – som der blev lagt op til i forbindelse med den seneste Nordsøaftale – er tilstrækkeligt i forhold til et fuldskalaprojekt. Ved mødet slog Ineos således fast, at selskabet ikke selv ønsker at betale for løsningen men dog er parat til at investere yderligere i modning af Greensand-satsningen.

Men konceptet skal være rentabelt for, at der kan træffes investeringsbeslutning, fastslog olieselskabet, som f.eks. påpegede, at Greensand i første fase vil være i konkurrence med anden fase af det norske prestigeprojekt Northern Lights, hvor Equinor, Shell og Total vil lagre CO2 i den norske undergrund.

"Hvis beslutningen om at udvikle lagerkapacitet i Nordsøen ikke træffes rettidigt, vil platformene være væk. Nedtrapningen af vedligehold på Nini-feltet er allerede i gang – så en udskydelse af start på lagring (til senere end 2025) vil blot fordyre processen," skrev styrelsen.

Ineos gav desuden udtryk for, at det vil "være vigtigt, at EUDP prioriterer et projekt, så midlerne ikke deles ud på flere mindre forsøg", og at der er store skalafordele at hente, hvis det besluttes at etablere et stort lager fra start. Ineos vurderer, at enhedsomkostningen på et lager med kapacitet på 8 mio. ton CO2 om året vil være 40 pct. lavere end et lager, som kan tage 0,45 mio. ton per år.

Ansvarsspørgsmål fylder hos Total Energies

Konkurrenterne hos Total Energies er enige i skalabetragtningen, men ikke nødvendigvis i, at der kun skal fokuseres på et projekt. For som EnergiWatch forleden beskrev, er også det franske olieselskab på vej med et CO2-lager i den danske Nordsø.

Total Energies vil i første ombæring etablere lagring under Harald-feltet med et samlet potentiale på op til 3 mio. ton om året, og på sigt stiler selskabet imod at lagre op til 16 mio. ton CO2 per år i den danske Nordsø. Dagen før Ineos' møde med Energistyrelsen deltog Total Energies i et lignende møde og gav sin mening til kende:

"Det er afgørende for Total, at Danmark laver en klar udmelding om rammevilkår for CCS, herunder anses en beslutning om hvorvidt Danmark vil tillade import af CO2 særligt vigtig. Da der er få danske punktkilder, som udleder stadig mindre mængder CO2, kunne import af CO2 være en måde at fremtidssikre et lager på," konstaterede styrelsen efter mødet.

Desuden ønsker Total Energies at få stillet garantier for, at der er et CO2-lagringsmarked med en vis volumen i en årrække, ligesom det står højt på ønskelisten at få en afklaring på, hvad der skal til for, at man kan tale om "permanent" lagring. Det er vigtigt for selskabet, fordi det handler om, hvornår hhv. staten og Total Energies har ansvaret for, at der ikke siver CO2 ud i atmosfæren.

Skal kunne afsættes til udlandet

Referatet viser, at Total Energies vurderer business casen på rentabiliteten over 20-30 år. Den globale energikæmpe henter reference fra sine projekter i Norge og Holland og ser størst fordele ved støttemodellen i sidstnævnte, idet den er mere markedsorienteret.

"Der skal være tale om åbne lagre med mulighed for at afsætte lagerkapacitet til udenlandske kunder," noterede styrelsen sig også efter mødet.

Total Energies, som er den største olieaktør på dansk sokkel, mener desuden ikke, at CCS-kæden hænger sammen, hvorfor der fra statens side bør faciliteres match-making for at få skubbet processen i gang.

Som EnergiWatch beskrev forleden, lægger Total Energies også op til, at staten evt. kan overtage gasrørledningen Nybro og bruge den til transport af CO2 til de udtjente oliefelter i Nordsøen. Desuden ønsker Total Energies, at der etableres en slags hub, hvor CO2 fra flere punktkilder samles op.

På spørgsmålet om skalafordele påpeger Total Energies, at man kan udvide et eksisterende lager med f.eks. en ekstra brønd inden for 1-2 år, mens det ventes at tage 5 år at etablere et nyt lager fra bunden.

Hvad angår støtte til capex og opex, mener Total Energies til gengæld, at begge dele kan være lige godt.

"Total bemærker, at det ikke vil være tilstrækkeligt at yde opex-støtte (driftsomkostninger), men en støtte som også dækker afskrivning og forrentning. Flyttes støtten fra capex- til driftsstøtte, påvirker det NPV-værdien (kapitalværdimetoden, red.) af projektet," skrev styrelsen.

5 år for et fangstanlæg

Energistyrelsen har også afholdt møder med to af de selskaber, som forventer at skulle levere CO2’en; Aalborg Portland og Vestforbrændingen.

Aalborg Portland, som er i gang med at undersøge, hvad det præcis vil koste at indfange CO2'en, bemærkede over for styrelsen, at de tal der florerer herom, er "behæftet med stor usikkerhed".

"I forhold til støtte til capex eller opex, bliver der brug for begge dele, hvis ÅP (Aalborg Portland, red.) skal beslutte at investere i et fangstanlæg. Det er vurderingen, at en opex-støtte på ca. 900 kr. per ton fanget CO2 ikke kan dække kapitalinvesteringen. Businesscasen hænger ikke sammen p.t.," skrev styrelsen efter mødet med cementproducenten.

Aalborg Portland vurderede, at der vil gå cirka 5 år fra investeringsbeslutning, til at et fangstanlæg kan være klar. Det vil tage et par år at gennemføre en VVM-redegørelse, lave projektering og sende opgaver i udbud, førend en etableringsfase på 2 år af selve anlægget måtte følge, lyder kalkulen.

"Hvis de politiske ramme inklusiv en klar tidsplan for puljeudmøntningen ligger klar i 2021/2022 kan en investeringsbeslutning tages i 2023. ÅP ville med klare politiske udmeldinger være klar til en prækvalifikationsrunde i 2024," noterede styrelsen.

Også Vestforbrændingen vurderer, at der vil gå 5 år mellem investeringsbeslutning og operation af et fangstanlæg.  

"2030 er realistisk, og hvis man presser processen, kan det stå klar i slut 2027 eller 2028," skrev styrelsen efter sit møde med Danmarks største affaldsselskab.

Dilemma i forhold til CCU

På de store linjer slog Vestforbrændingen samtidig fast, at det er vigtigt, at varmen fra fangstanlægget kan afsættes, og at sektorkobling bliver tænkt ind fra begyndelsen. Men selskabet påpegede også flere konkrete ønsker over for styrelsen:

"Usikkerheder skal fjernes – især i forhold til at sikre transport og lagerløsninger. Og så skal de regulatoriske rammer falde på plads i forhold til miljøvurderinger og planloven. Desuden skal der skabes et system, så negative emissioner kan godskrives. Der er også behov for en afklaring af, om overskudsvarme fra et CCS-anlæg vil blive afgiftsbelagt som affaldsvarme," skrev Energistyrelsen efter mødet.

Vestforbrændingen var også enig i, at både capex- og -opex-støtte er nødvendigt pga. såvel de umiddelbare investeringer som omkostningsniveauet på driften.  

Slutteligt påpegede Vestforbrændingen, at der er et dilemma imellem de to teknologier CCS, hvor CO2'en gemmes væk, og CCU, som gør brug af CO2'en.

"For at få den billigst mulige lagring, skal der indgås en lang kontrakt med et lager. Det betyder, at VF (Vestforbrændingen, red.) ikke har CO2 til en eventuel fremtidig PTX-fabrik," skrev styrelsen om Vestforbrændingens overvejelser.

Netop spørgsmålet om PTX venter også på politisk plan senere i år, hvor Folketinget skal forhandle en separat strategi på plads for PTX, som dog nødvendigvis kommer til at skele til CCS-strategien.

Total Energies planlægger enormt CO2-lager i den danske Nordsø

Konsortium opfører dansk CCS-projekt

Politisk flertal vil sende CO2 tilbage i undergrunden