Industrien kan redusere klimagassutslippene med karbonfangst og -lagring, økt bruk av biomasse og hydrogen, samt direkte og indirekte elektrifisering.
Avfallsforbrenningsanleggene håndterer avfall fra husholdninger og næringsliv i kommunene. I tillegg til overskuddsvarme som kan brukes som fjernvarme, fører forbrenningen også til utslipp av CO2. De fleste byregionenes klimaplaner innebærer, eksplisitt eller implisitt, at disse utslippene håndteres.
Avfallsforbrenning utgjør det meste av kategorien energiforsyning i utslippsregnskapet, og omfatter mange av de største punktutslippene som ikke er kvotepliktige. Avfallsforbrenningsanleggene ble etablert som et mer miljøvennlig og ressurseffektivt alternativ til avfallsdeponier. Nesten alle anleggene er helt eller delvis eid av offentlige aktører. De fleste byregionenes klimaplaner innebærer eksplisitt eller implisitt at disse utslippene håndteres. I dette tiltaket bygges det CCS på halvparten av avfallsforbrenningsanleggene innen 2035.
Hafslund Oslo Celsio er inkludert i referansebanen, og dermed ikke med i potensialet her.
Avfallsforbrenningsanleggene håndterer et problem som skapes av befolkning og næringsliv i kommunene, og fjernvarme er en nettverksnæring hvor tilknytning og prising er regulert av det offentlige. Avfallshåndtering er preget av flere markedssvikter som naturlig monopoldannelse og splittede insentiver, og har derfor sterkt innslag av offentlig inngripen i alle land.
Insentivene i dagens prismekanismer er ikke tilstrekkelige til å utløse CCS og nivået på framtidige CO2-priser oppfattes som uforutsigbare. Det meste av de fossile utslippene er i dag dekket av den nasjonale forbrenningsavgiften, og EU-kommisjonen skal vurdere om avfallsforbrenning i sin helhet skal innlemmes i kvotesystemet fra 2028. Konkurransevridning kan være en utfordring med en nasjonal avgift, hvis denne settes vesentlig høyere enn naboland med tilsvarende anlegg. Den bedriftsøkonomiske merkostnaden med CCS ser ut til å ligge rundt 3 000 kr/tonn lagret CO2 for avfallsforbrenningsanleggene. Dette er vesentlig over kvoteprisen og forbrenningsavgiften. Rundt halvparten av utslippene stammer fra biomasse, og denne andelen kan øke i framtiden med økt utsortering, men fangst og lagring av CO2 fra biomasse (industriell karbonfjerning) er ikke verdsatt på linje med andre klimatiltak. Det eksisterer foreløpig ingen betydelige insentiver eller regulatoriske rammeverk for industriell karbonfjerning.
Markedet for CCS er umodent, og det er ventet vesentlige kostnadsreduksjoner ved oppskalering av CCS. De første prosjektene høster ikke disse gevinstene selv, men de blir en form for fellesgode.
Det er også flere utfordringer knyttet til infrastruktur for transport og lagring. Det er per i dag ikke et fungerende marked for lagring av CO2. For små utslippspunkt svekkes kostnadseffektiviteten vesentlig om de ikke kan samordne infrastruktur for transport med andre utslippspunkter. Denne gjensidige avhengigheten kan skape koordineringsproblemer ved at tidlige prosjekter må bære en risiko på vegne av senere prosjekter. Stordriftsfordeler i transport og lager gjør at kostnadene er sterkt avhengig av skala. De norske fangstprosjektene har den ulempen at de er relativt små og langt fra hverandre, og påvirkes derfor spesielt av denne barrieren.
Krafttilgang kan være en utfordring for enkelte prosjekter. CCS er relativt energikrevende. Avfallsforbrenningsanleggene produserer kraft og varme fra forbrenningen av avfall, og denne energien kan brukes til å drive karbonfangsten og optimaliseres mot fjernvarmeleveransen, men for noen av prosjektene kan det være en forutsetning at kraftnettet oppgraderes. Dette er tidkrevende, noe som kan være med på å skyve prosjektene utover i tid.
For noen organisasjoner kan det være for lite kompetanse eller ressurser tilgjengelig til å modne prosjekter. CCS-prosjekter er omfattende tekniske installasjoner som det tar mange år å planlegge og bygge, og dette stiller en del krav til de aktuelle organisasjonene. Konseptstudier kan koste mer enn ti millioner kroner, mens detaljprosjektering kan koste flere hundre millioner kroner. Usikkerheten i klimapolitikken gjør at virksomhetene i dag ofte ikke kan forsvare at hovedprosjektet vil ha en forretningsmodell, og da kan de heller ikke gjøre investeringsbeslutninger for prosjektutviklingen.
De regulatoriske sidene ved CCS kan også være en betydelig barriere. Det er fortsatt usikkerhet knyttet til hvordan CCS-kjeden vil bli regulert i EU. Noen typer anlegg har ikke etablert praksis for regulering av forurensning og støy. Planverket er heller ikke spesielt godt tilpasset problemstillingene som oppstår ved en infrastruktur for CO2. Det er for eksempel mer omfattende krav for rørledninger for CO2 enn petroleumsrørledninger, som har et eget plansystem.
Post-combustion CCS er i dag på TRL9, men det er fortsatt rom for teknologiutvikling på ulike komponenter i systemet og andre fangstteknologier. Det er derfor noe grad av teknologisk umodenhet.
Oslo Economics og Sintef har vurdert nye virkemidler for industriell karbonfjerning for Miljødirektoratet, som en oppfølging av Stortingets forespørsel om en ekstern utredning av virkemidler for karbonfjerning. Oslo Economics har også hatt et oppdrag for Energidepartementet om virkemidler for å utløse CCS-prosjekter, som er løst i parallell.
Deres vurdering er at den meste kostnadseffektive løsningen for å utløse CCS-prosjekter i Norge er en virkemiddelpakke som omfatter følgende:
Oslo Economics vurderer det som mest hensiktsmessig at avfallsforbrenning inkluderes i et slikt virkemiddel. Men de skriver også at andre virkemidler kan vurderes for avfallsforbrenningsanleggene, dersom en konkret vurdering av risikoen for konkurransevridning tilsier at dette er hensiktsmessig.
I Regjeringens klimastatus og -plan har regjeringen signalisert at den vil følge opp utredningene nærmere, inkludert vurdere å innføre midlertidige virkemidler som reduserer barrierene og markedssviktene i verdikjeden for CO2-håndtering.
De fossile utslippene fra avfallsforbrenning dekkes i dag av forbrenningsavgiften, som er lavere enn nivået på den generelle CO2-avgiften, og også innrettet på en annen måte. Det er varslet at avgiften skal trappes opp til det generelle nivået, også for avfallsforbrenning. Tre av anleggene som er omtalt her er kvotepliktige, og har dermed redusert forbrenningsavgift. EU-kommisjonen skal innen 2026 vurdere muligheten for at alle avfallsforbrenningsanlegg skal inn i EUs kvotesystem fra 2028, med mulighet for opt-out fram til 2031. Dette vil gi likebehandling av avfallsforbrenningsanleggene, men kvoteprisen i seg selv vil ikke utløse prosjektene innen 2030. Mulige nye virkemidler for å utlikne forskjellen mellom karbonpris og det generelle avgiftsnivået inkluderer økt avgift, differansekontrakter, bruk av pålegg etter forurensningsloven eller krav gjennom kommunale anbud.
Kommuner kan stille krav om at kommunalt avfall må forbrennes i anlegg med CCS og/eller legge deler av kostnadene på renovasjonsgebyret gjennom en økt gate-fee. Gitt at norske prismekanismer for karbon gir høyere kostnader enn i konkurrende land, er et mulig virkemiddel eksportavgift på husholdningsavfall for å hindre konkurransevridning.
Basert på våre beregninger/anslag har tiltaket en samfunnsøkonomisk tiltakskostnad fra 1 500–2 000 kr/tonn. Estimatet inkluderer kostnader for investering og økte driftskostnader. I tillegg vil tiltaket føre til positive lærings- og skalaeffekter og redusert luftforurensing. Disse virkningene er ikke kvantifisert.
Ettersom CCS-anlegg krever at avgassen er forholdsvis ren, vil tiltakene bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokollen og NEC-direktivet gjennom reduksjoner av særlig svovel og støv.
Tiltaket reduserer utslipp som inngår i innsatsfordelingen (ESR) og klimakvotesystemet (ETS) i klimasamarbeidet med EU til 2030, og innebærer industriell karbonfjerning som i dag er på siden av dette samarbeidet, men som vil bidra mot oppnåelsen av Norges nasjonale forpliktelse.
DNV-GL (2020): Potential for reduced costs for carbon capture, transport and storage value chains (CCS)
Miljødirektoratet (2023): Industriell karbonfjerning – Potensial, kostnader og mulige virkemidler
Oslo Economics og Sintef (2024): Virkemidler for industriell karbonfjerning
Oslo Economics og Sintef (2024): Virkemidler for karbonfangst fra industri og avfallsforbrenning
For mange eksisterende industrianlegg er CCS den eneste løsningen som kan gi store utslippsreduksjoner innen 2035.
Helt nye industriprosesser kan bli utviklet over tid (se tiltaket I06 direkte og indirekte elektrifisering av industriprosesser). Grunnleggende ny teknologiutvikling er imidlertid tid- og ressurskrevende, og det kan være at disse prosjektene mislykkes eller tar lenger tid enn planlagt. Ny prosessteknologi vil typisk innebære store ombygginger eller bygging av helt nye anlegg. For mange industrianlegg er CCS derfor den eneste løsningen som kan gi store utslippsreduksjoner innen 2035 ved eksisterende anlegg. CCS kan tas i bruk ved dagens verk, med relativt sett mindre modifikasjoner og investeringer.
På en del av anleggene brukes det biomasse i prosessen, og der vil det også kunne fanges biogent CO2. Bioandelen vil trolig øke vesentlig ved en del utslippspunkter (se tiltaket I04 Økt bruk av bærekraftig biomasse i industriprosesser). Slike anlegg vil føre til industriell karbonfjerning, som det vil være økende behov for i framtiden.
Fangstanlegget ved Heidelberg Materials i Brevik med forventet oppstart i 2025 er en del av referansebanen, og er ikke inkludert i potensialet her.
Insentivene i dagens prismekanismer er ikke tilstrekkelige til å utløse CCS og nivået på framtidige CO2-priser oppfattes som uforutsigbare. Den bedriftsøkonomiske merkostnaden ser ut til å ligge i området 1 500–3 000 kr/tonn lagret CO2 for industrianlegg. Dette er vesentlig over kvoteprisen. Etter hvert som kvotetaket reduseres vil ventelig kvoteprisen øke, men det er vanskelig å si noe sikkert om hvor mye og når. Kvotesystemet er politisk styrt, påvirkes av andre virkemidler og den reelle karbonprisen virksomhetene ser avhenger av ordninger som skal hindre karbonlekkasje (konkurransevridning). Anslag om framtidige CO2-priser er ikke tilstrekkelig grunnlag for å gjøre investeringsbeslutninger. Å skaffe finansiering til prosjektene under så mye usikkerhet er krevende.
Industriell karbonfjerning er ikke verdsatt på linje med andre klimatiltak. Det eksisterer foreløpig få insentiver og ingen regulatoriske rammeverk for industriell karbonfjerning. Usikkerheten om når og hvordan industriell karbonfjerning skal verdsettes treffer mange norske tiltak fordi brorparten av utslippspunktene som er aktuelle for karbonfangst og lagring slipper ut både biogent og fossilt CO2. En mulighet er at industriell karbonfjerning integreres i EUs kvotesystem. Det er per i dag ikke mekanismer i kvotesystemet som gjør at det kan gå netto negativt, som kan være aktuelt senere i dette århundret dersom EU ønsker å følge utslippsbaner som er i tråd med klimamålene. EU jobber med et regulatorisk rammeverk for sertifisering av ulike typer karbonfjerning, og har et mål om fem millioner tonn med industriell karbonfjerning innen 2030.
Markedet for CCS er umodent, og det er ventet vesentlige kostnadsreduksjoner ved oppskalering. Etter hvert som nye løsninger har blitt industrialisert har skala, læringseffekter, markedsmodning, og ytterligere forskning og utvikling som forbedrer ulike komponenter i systemene bidratt til store kostnadsfall for mange viktige klimatiltak som PV-solceller, el-biler og vindkraft. De fleste analyser antar at kostnadene for andre klimatiltak vil følge tilsvarende baner når de oppskaleres, og forutsetter at den tidlige innfasingen skjer selv om kostnadene for de første prosjektene er høyere enn aktuelle CO2-priser ved investeringsbeslutning. Konkret for norske forhold har DNV-GL vist potensial for store kostnadsreduksjoner ved oppskalering av CCS, som den del av Langskip-prosjektet. De første prosjektene høster ikke disse gevinstene selv, de blir en form for fellesgode.
Det er også flere utfordringer knyttet til infrastruktur for transport og lagring. Det er per i dag ikke et velfungerende marked for lagring av CO2. Flere lagre er under utvikling i Norge og i andre land i Europa, som kan være aktuelle også for norske fangstprosjekter. For små utslippspunkt svekkes kostnadseffektiviteten vesentlig om de ikke kan samordne infrastruktur for transport med andre utslippspunkter. Denne gjensidige avhengigheten kan skape koordineringsproblemer ved at tidlige prosjekter må bære en risiko på vegne av senere prosjekter. Stordriftsfordeler i transport og lager gjør at kostnadene særlig forbundet med lagring er sterkt avhengig av skala. De norske fangstprosjektene har den ulempen at de er relativt små og langt fra hverandre, og påvirkes derfor spesielt av denne barrieren. Aktuelle lagringsaktører har signalisert at de trenger store volum på lange kontrakter for å kunne gjøre investeringsbeslutninger i ny lagerkapasitet, og dette gjør de norske prosjektene mindre attraktive i etableringsfasen for transport og lagring av CO2 som forretningsområde.
Krafttilgang kan være en utfordring for enkelte prosjekter. CCS er relativt energikrevende. Mye energi kan komme fra varmegjenvinning, men for noen av prosjektene kan det være en forutsetning at kraftnettet oppgraderes. Dette er tidkrevende, noe som kan være med på å skyve prosjektene utover i tid. Flere smelteverk har signalisert at de trolig kan dekke behovet for både kraft og varme gjennom energigjenvinning av røykgassen, og slik redusere denne barrieren.
For noen organisasjoner kan det være for lite kompetanse eller ressurser tilgjengelig til å modne prosjekter. CCS-prosjekter er omfattende tekniske installasjoner som det tar mange år å planlegge og bygge, og dette stiller en del krav til de aktuelle organisasjonene. Konseptstudier kan koste mer enn ti millioner kroner, mens detaljprosjektering kan koste flere hundre millioner kroner. Usikkerheten i klimapolitikken gjør at virksomhetene i dag ofte ikke kan forsvare at hovedprosjektet vil ha en forretningsmodell, og da kan de heller ikke gjøre investeringsbeslutninger for prosjektutviklingen.
De regulatoriske sidene ved CCS kan også være en betydelig barriere. Det er fortsatt usikkerhet knyttet til hvordan CCS-kjeden vil bli regulert i EU. Noen typer anlegg har ikke etablert praksis for regulering av forurensning, støy og lignende. Planverket er heller ikke spesielt godt tilpasset problemstillingene som oppstår ved en infrastruktur for CO2. Det er for eksempel mer omfattende krav for rørledninger for CO2 enn petroleumsrørledninger, som har et eget plansystem.
Post-combustion CCS er i dag på TRL9, men det er fortsatt rom for teknologiutvikling på ulike komponenter i systemet og andre fangstteknologier. Det er derfor noe grad av teknologisk umodenhet.
Det vil trolig være mest effektivt å utløse CCS-prosjekter med en pakke av virkemidler.
Oslo Economics og Sintef har vurdert nye virkemidler for industriell karbonfjerning for Miljødirektoratet, som en oppfølging av Stortingets forespørsel om en ekstern utredning av virkemidler for karbonfjerning. Oslo Economics har også hatt et oppdrag for Energidepartementet om virkemidler for å utløse CCS-prosjekter, som er løst i parallell.
Deres vurdering er at den meste kostnadseffektive virkemiddelbruken for å utløse CCS-prosjekter i Norge er en virkemiddelpakke som omfatter følgende:
I Regjeringens klimastatus og -plan har regjeringen signalisert at den vil følge opp utredningene nærmere, inkludert vurdere å innføre midlertidige virkemidler som reduserer barrierene og markedssviktene i verdikjeden for CO2-håndtering.
EU jobber med et rammeverk for sertifisering av karbonfjerning (Union certification framework for carbon removals), som blant annet skal legge til rette for at private aktører kan bidra gjennom det frivillige karbonmarkedet. Det er imidlertid usikkert når, hvordan og hvilke metoder som kan benyttes og hva kredittene kan brukes til.
Vi forventer også at EU på sikt etablerer felleseuropeiske insentiver for industriell karbonfjerning, kanskje gjennom en harmonisering med EUs kvotesystem, men dette er usikkert. I en eventuell ny virkemiddelpakke kan det være naturlig å legge inn en avkortning mot framtidige EU-virkemidler, som samtidig innebærer at virksomhetene beholder tilstrekkelige insentiver til å for eksempel selge CDR-kreditter i markedet til høyest mulig pris.
Klynger kan i dag få støtte til tidligfase utredning av konsepter for delt infrastruktur, men det er trolig nødvendig å få på plass andre virkemidler for å få fungerende markeder for transport og lagring av CO2.
Når det gjelder lagerkapasitet, har EU vedtatt Net Zero Industry Act, som gir EU et mål om å etablere lagerkapasitet for 50 millioner tonn CO2 innen 2030, for å legge til rette for karbonfangst og lagring. Olje- og gassprodusenter skal bidra til målet. Det er ikke avklart om Net Zero Industry Act skal innlemmes i EØS-avtalen. Lageraktørene oppgir dette som en betydelig utfordring for dem.
Innovative CCS-prosjekter kan få støtte gjennom Enova og EUs Innovasjonsfond, men disse er i dag innrettet mot teknologiutvikling, og Innovasjonsfondet gir ikke støtte til flere iterasjoner av samme konsept. Enovas støtteprogram har en grense på 30 millioner euro per prosjekt (per aktør), og er CAPEX-innrettet. Dette kan være begrensende for store prosjekter. EU-kommisjonen la i februar 2024 fram en strategisk visjon for industriell karbonforvaltning, og varsler flere regulatoriske grep for å skalere disse løsningene i årene framover. Enova har nylig utvidet rammene i sine støtteprogrammer for slike prosjekter. Det bør vurderes om de eksisterende virkemidlene for teknologiutvikling er tilstrekkelige til å utløse demonstrasjonsprosjekter i industriell skala i sin nåværende form.
Det er også behov for støtte til prosjektmodning, særlig konseptutredning og FEED. Enova har gjennomført en utlysning for prosjektmodning av CCUS-prosjekter, og ni prosjekter har fått tilsagn om støtte (av 18 søkere). Konsept- og FEED-studier for karbonfangstanlegg er store, komplekse og kostbare aktiviteter, og usikkerheten i klimapolitikken er en barriere også for denne prosjektutviklingsfasen.
For å ta ned regulatoriske barrierer, må krav og reguleringer for måling, rapportering og verifisering av utslipp etableres eller oppdateres. Krav og forvaltningspraksis for regulering av forurensning til luft og vann, samt støy fra denne typen anlegg, er ikke etablert. Relevante BAT-vurderinger må gjøres nå, og oppdateres i relevante BREF-dokumenter.1 Infrastruktur for CO2 som krysser kommunegrenser, får i dag planprosesser i hver enkelt kommune. Her er det mulig å se for seg en statlig plan for konsekvensutredning av rørledninger for CO2 som krysser flere kommuner, eller egne planretningslinjer for slik infrastruktur.
Basert på våre beregninger/anslag har tiltaket en samfunnsøkonomisk tiltakskostnad på mellom 1 000–1 500 kr/tonn. Estimatet inkluderer kostnader for investering og økte driftskostnader. I tillegg vil tiltaket føre til positive lærings- og skalaeffekter og redusert luftforurensing. Disse virkningene er ikke kvantifisert.
Ettersom CCS-anlegg krever at avgassen er forholdsvis ren, vil tiltakene bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokolen og NEC-direktivet gjennom reduksjoner av særlig svovel og støv som følge av et fangstanlegg.
Tiltaket reduserer utslipp som inngår i klimakvotesystemet (ETS) i klimasamarbeidet med EU til 2030, og innebærer industriell karbonfjerning som i dag er på siden av dette samarbeidet, men som vil bidra mot oppnåelsen av Norges nasjonale forpliktelse.
DNV-GL (2020): Potential for reduced costs for carbon capture, transport and storage value chains (CCS)
Miljødirektoratet (2023): Industriell karbonfjerning – Potensial, kostnader og mulige virkemidler
Oslo Economics og Sintef (2024): Virkemidler for industriell karbonfjerning
Oslo Economics og Sintef (2024): Virkemidler for karbonfangst fra industri og avfallsforbrenning
Fangst og lagring av CO2 fra omgivelsesluft (DACCS) er en umoden teknologi som kan bidra til industriell karbonfjerning i stor skala.
Industriell karbonfjerning (CDR) er nødvendig for å kunne oppnå netto nullutslipp av CO2, både nasjonalt og globalt. CDR kan bidra til raskere totale utslippsreduksjoner, til å balansere ut utslipp det er spesielt vanskelig å redusere og til å kompensere for historiske utslipp.
I DACCS-anlegg blåses omgivelsesluft over et medium som binder CO2, normalt ved bruk av vifter. Dette mediet går så over i en prosess hvor CO2 frigjøres igjen i en konsentrert form, som kan komprimeres og fraktes til lager. DACCS er en ny industri, hvor selskapene aktivt vurderer lokasjoner og rammebetingelser for etablering. Dersom det etableres insentiver for industriell karbonfjerning i Norge, kan det bli aktuelt å bygge slike anlegg her. Generelt har steder med lagerkapasitet for CO2, tilgjengelige industriarealer i tilknytning til disse og god tilgang på fornybar kraft eller naturgass naturlige fortrinn for etablering av DACCS.
DACCS er et relativt nytt konsept, som ikke var inkludert i alle modeller før IPCC AR6, men som brukes i utstrakt grad i scenarier der det er tilgjengelig. Det globale potensialet for DACCS er vurdert til å være mellom 5 og 40 milliarder tonn CO2 per år, og akkumulert over hele perioden til 2100 fanges og lagres det mellom null og 339 milliarder tonn CO2 i lavutslippsscenarioer. DAC-teknologier kan også spille en rolle som karbonkilde for produksjon av syntetiske kjemikalier og drivstoff.
Det er i dag ingen teknologisk modne DACCS-teknologier, men det fanges noen få tusen tonn per år fra småskala pilotanlegg. Enkelte større demonstrasjonsanlegg er under konstruksjon, blant annet i USA og på Island. I IEAs Net Zero by 2050-scenario oppskaleres disse teknologiene raskt til å fange 80 millioner tonn CO2 i 2030, 200 millioner tonn CO2 i 2035 og 1 milliard tonn CO2 i 2050. Dersom utslippskuttene blir skjøvet ut i tid, øker behovet for karbonfjerning tilsvarende ("overshoot").
I vår analyse har vi valgt å tenke på DACCS som en ny industri, hvis eneste hensikt er å bidra til å nå klimamålene. Vi har derfor inkludert DACCS som et klimatiltak.
To storskala prosjekter har fått forprosjektstøtte av Enova, og jobber nå med disse utredningene. Tiltaket her er basert på at disse to storskalaprosjektene gjennomføres fram mot 2035. Det er også tre andre aktører som ser på DACCS i Norge vi er kjent med, og en aktør som ser på et tilgrensende konsept med fangst av CO2 fra sjøvann (direct ocean capture, DOCCS).
DACCS er ikke teknologisk modent, og vil ha behov for subsidier for videre forsknings- og utviklingsaktivitet. Fullskala prosjekter i Norge i perioden 2030 til 2035 vil være å regne som teknologiutviklingsprosjekter.
Industriell karbonfjerning er ikke verdsatt på lik linje med andre klimatiltak. Det eksisterer foreløpig ingen betydelige insentiver eller regulatoriske rammeverk for industriell karbonfjerning. En mulighet er at industriell karbonfjerning integreres i EUs kvotesystem, som EU-kommisjonen skal vurdere i 2026. Det er per i dag ikke mekanismer i kvotesystemet som gjør at det kan gå netto negativt, som kan være aktuelt senere i dette århundret dersom EU ønsker å følge utslippsbaner som er i tråd med klimamålene. EU jobber med et regulatorisk rammeverk for sertifisering av ulike typer karbonfjerning, og har et mål om fem millioner tonn med industriell karbonfjerning innen 2030.
Insentivene i dagens prismekanismer er uansett ikke tilstrekkelige til å utløse DACCS, og nivået på framtidige CO2-priser oppfattes som uforutsigbare. Den bedriftsøkonomiske merkostnaden ser ut til å ligge i området 4 000–7 000 kr/tonn lagret CO2 for storskala DACCS-anlegg, men disse kostnadsanslagene er beheftet med stor usikkerhet. Etter hvert som kvotetaket reduseres vil ventelig kvoteprisen øke, men det er vanskelig å si noe sikkert om hvor mye og når. Anslag om framtidige CO2-priser er ikke tilstrekkelig grunnlag for å gjøre investeringsbeslutninger. Å skaffe finansiering til prosjektene under så mye usikkerhet er krevende.
Markedet for CCS er umodent, og det er ventet vesentlige kostnadsreduksjoner ved oppskalering. De første prosjektene høster ikke disse gevinstene selv, og de blir en form for fellesgode, også etter de første demonstrasjonsprosjektene.
Det er også flere utfordringer knyttet til infrastruktur for transport og lagring. Det er per i dag ikke et fungerende marked for lagring av CO2. Stordriftsfordeler i transport og lager gjør at kostnadene er sterkt avhengig av skala. DACCS-prosjekter kan lokaliseres i direkte tilknytning til et lager eller en CO2-hub, og det kan bidra til at disse vil ha færre barrierer knyttet til transport og lagring enn CCS på eksisterende punktkilder.
Krafttilgang kan være en utfordring for enkelte prosjekter. DACCS-teknologier er relativt energikrevende, men ulike teknologier har ulike behov. Enkelte teknologier er helt elektriske, andre kan bruke spillvarme fra annen industri til å dekke varmebehov, og andre kan bruke naturgass. For noen av prosjektene kan det være en forutsetning at kraftnettet oppgraderes. Dette er tidkrevende, noe som kan være med på å skyve prosjektene utover i tid.
De regulatoriske sidene ved DACCS kan også være en betydelig barriere. Det finnes ingen etablert praksis for regulering av slike anlegg, eller tekniske standarder spesielt utviklet for disse teknologiene. Det kan være utfordringer med påvirkning på ytre miljø som i dag ikke er kjent.
Det vil trolig være mest effektivt å utløse DACCS-prosjekter med en pakke av virkemidler.
Oslo Economics og Sintef har vurdert nye virkemidler for industriell karbonfjerning for Miljødirektoratet, som en oppfølging av Stortingets forespørsel om en ekstern utredning av virkemidler for karbonfjerning. Oslo Economics har også hatt et oppdrag for Energidepartementet om virkemidler for å utløse CCS-prosjekter, som er løst i parallell.
Deres vurdering er at den meste kostnadseffektive virkemiddelbruken for å utløse CCS-prosjekter i Norge er en virkemiddelpakke som omfatter følgende:
I Regjeringens klimastatus og -plan har regjeringen signalisert at den vil følge opp utredningene nærmere, inkludert vurdere å innføre midlertidige virkemidler som reduserer barrierene og markedssviktene i verdikjeden for CO2-håndtering. DACCS-prosjektene er teknologisk umodne, og vil trenge et eget fokus ved siden av mer generelle ordninger.
EU jobber med et rammeverk for sertifisering av karbonfjerning (Union certification framework for carbon removals), som blant annet skal legge til rette for at private aktører kan bidra gjennom det frivillige karbonmarkedet. Det er imidlertid usikkert når, hvordan og hvilke metoder som kan benyttes og hva kredittene kan brukes til.
Vi forventer også at EU på sikt etablerer felleseuropeiske insentiver for industriell karbonfjerning, kanskje gjennom en harmonisering med EUs kvotesystem, men dette er usikkert. I en eventuell ny virkemiddelpakke kan det være naturlig å legge inn en avkortning mot framtidige EU-virkemidler, som samtidig innebærer at virksomhetene beholder tilstrekkelige insentiver til å for eksempel selge CDR-kreditter i markedet til høyest mulig pris.
Når det gjelder lagerkapasitet, har EU har vedtatt Net Zero Industry Act, som gir EU et mål om å etablere lagerkapasitet for 50 millioner tonn CO2 innen 2030, for å legge til rette for karbonfangst og lagring. Olje- og gassprodusenter skal bidra til målet. Det er ikke avklart om EUs Net Zero Industry Act skal innlemmes i EØS-avtalen. Lageraktørene oppgir dette som en utfordring for dem.
Innovative CCS-prosjekter kan få støtte gjennom Enova og EUs Innovasjonsfond, men disse er i dag innrettet mot teknologiutvikling, og Innovasjonsfondet gir ikke støtte til flere iterasjoner av samme konsept. Enovas støtteprogram har en grense på 30 millioner euro per prosjekt (per aktør), og er CAPEX-innrettet. Dette kan være begrensende for store prosjekter. EU-kommisjonen la i februar 2024 fram en strategisk visjon for industriell karbonforvaltning (CCUS og CDR), og varsler flere regulatoriske grep for å skalere disse løsningene i årene framover. Enova har nylig utvidet rammene i sine støtteprogrammer for slike prosjekter. Det bør vurderes om de eksisterende virkemidlene for teknologiutvikling er tilstrekkelige til å utløse demonstrasjonsprosjekter i industriell skala i sin nåværende form.
Det er også behov for støtte til prosjektmodning, særlig konseptutredning og FEED. Enova har gjennomført en utlysning for prosjektmodning av CCUS-prosjekter, og ni prosjekter har fått tilsagn om støtte (av 18 søkere), inkludert to DACCS-prosjekter. Konsept- og FEED-studier for karbonfangstanlegg er store, komplekse og kostbare aktiviteter, og usikkerheten i klimapolitikken er en barriere også for denne prosjektutviklingsfasen.
For å ta ned regulatoriske barrierer, må krav og reguleringer for måling, rapportering og verifisering av utslipp etableres. Krav og forvaltningspraksis for regulering av forurensning til luft og vann, samt støy fra denne typen anlegg, er ikke etablert. Dette vil stille noe større krav til forvaltningen en annen konsesjonsbehandling. I Net Zero Industry Act beskrives det ordninger for "regulatoriske sandkasser" for nye teknologier, som kan være noe å vurdere for disse teknologiene. Over tid kan det være aktuelt å etablere en egen BREF for slike anlegg.
Basert på våre beregninger/anslag har tiltaket en samfunnsøkonomisk tiltakskostnad på mellom 2 000–4 500 kr/tonn. Estimatet inkluderer kostnader for investering og økte driftskostnader. I tillegg vil tiltaket føre til positive lærings- og skalaeffekter. Disse virkningene er ikke kvantifisert.
Tiltaket innebærer industriell karbonfjerning som i dag er på siden av samarbeidet med EU, men som kan bidra mot oppnåelsen av Norges nasjonale forpliktelse.
DNV-GL (2020): Potential for reduced costs for carbon capture, transport and storage value chains (CCS)
Sintef og Vista Analyse (2023): Direct air capture of CO2: A review.
Miljødirektoratet (2023): Industriell karbonfjerning – Potensial, kostnader og mulige virkemidler
Oslo Economics og Sintef (2024): Virkemidler for industriell karbonfjerning
Oslo Economics og Sintef (2024): Virkemidler for karbonfangst fra industri og avfallsforbrenning
Ved å skifte ut fossile innsatsstoffer med substitutter produsert fra biomasse, bidrar tiltaket til reduserte fossile utslipp. Potensialet i dette tiltaket er hovedsakelig basert på økt bruk av biokarbon til erstatning for fossilt kull i smelteverksindustrien.
Tiltaket går i all hovedsak ut på å øke andelen biokarbon fra cirka 20 til 50 prosent i produksjonen av silisiumlegeringer, og fra 0 til 40 prosent i produksjonen av manganlegeringer. Innfasingen vi har lagt til grunn er usikker.
Det er også inkludert et potensial for økt bruk av biomasse i produksjon av sement og kalk, treforedling og oljeraffinering. Det er også et potensial for å blande inn biokarbon i anodene i aluminiumsindustrien. Dette er på forskningsstadiet, men vi har inkludert et lite potensial i tiltaket.
Tiltaket kan kombineres med tiltaket I02 Karbonfangst og -lagring (CCS) på industrianlegg, og dermed oppnå industriell karbonfjerning.
Deler av dette tiltaket vil trolig utløses av eksisterende virkemiddelbruk.
I dette tiltaket knytter det seg usikkerhet rundt det regulatoriske på flere punkter. Utslippene av biogent CO2 nulltelles i EUs klimakvotesystem (EU ETS) i dag, men det er usikkerhet hos aktørene om dette vil endres. Det er i dag ikke bærekraftskriterier for bruk av fast biomasse som innsatsfaktor i industrien. Dersom slike introduseres, kan det gjøre at noen råstofftyper ikke kan brukes. Aktørene oppgir denne usikkerheten som en vesentlig barriere for investering.
Tiltakene trenger forholdsvis store mengder biomasse. Biomassen er antatt å komme fra avfallsstrømmer fra treforedlingsindustrien eller massevirke. Ressurstilgang kan bli en vesentlig barriere, da dette må være bærekraftig råstoff. Det er aktivitet for å undersøke egnetheten til flere typer råstoff, som for eksempel rivingsflis. I dag er bruk av biokarbon i all hovedsak basert på import.
Den bedriftsøkonomiske merkostnaden kan ligge rundt 1 000 kr/tonn, og kostnaden kan dermed ligge i samme område som kvoteprisen for noen bruksområder og biokarbontyper. Det er vesentlig usikkerhet i dette anslaget. Anleggene som produserer silisiumlegeringer bruker i dag i gjennomsnitt 20 prosent biokarbon, og opp til 30 prosent på enkelte verk. Den bedriftsøkonomiske merkostnaden kan påvirkes av hvilke kvaliteter kull og koks som erstattes, slik at merkostnaden kan øke ved høyere innblanding. Det er ventet at investeringskostnadene til avanserte pyrolyseanlegg for produksjon av metallurgisk trekull kan falle ved videre oppskalering.
Det er rom for utvikling av teknologien på ulike komponenter i pyrolyseanlegg, ulike typer råstoff, bruksmuligheter for biprodukter, energieffektivisering og eventuelt integrasjon av karbonfangstløsninger. Bruk av biokarbon i anoder er på forskningsstadiet.
Etter hvert som kvoteprisen øker, vil deler av tiltaket trolig være kostnadseffektivt for aktørene, og det ventes at utrullingen av pyrolyseanlegg for produksjon av trekull kanskje utløses. Når det gjelder teknologiutvikling, dekkes dette av BIA, CLIMIT og EnergiX-programmene til Forskningsrådet, Enova og EUs innovasjonsfond.
Det kan være nødvendig med styrket virkemiddelbruk for noen typer prosjekter i denne verdikjeden. Enovas støtteprogram har en grense på 30 millioner euro per prosjekt (per aktør), og er CAPEX-innrettet. For andre tiltak enn CCS vil det trolig være utfordrende å få til en reell konkurranse, siden mange av prosjektene bare er aktuelle ved enkeltvirksomheter. Prosjektporteføljen er forholdsvis heterogen. Det er relativt få store prosjekter, og de har ulike tidslinjer. Prosjektene vil i utgangspunktet kunne søke om støtte fra EUs innovasjonsfond, men kan ha utfordringer med å nå opp med kriteriene som brukes der, og erfaringen så langt er at støttenivået fra Innovasjonsfondet kan være for lite til å utløse prosjektene.
Et alternativ er et nytt nasjonalt støtteprogram som samvirker med innovasjonsfondet for å utløse store prosjekter som skal omstille industrien mot lavutslippssamfunnet. Et slikt program som virker i parallell med en CCS-virkemiddelpakke (I01–I03) vil kunne bidra til en mer effektiv allokering av midlene, ved å gjøre helheten i virkemiddelbruken teknologinøytral. Et mulig steg videre kan være å be Enova og Miljødirektoratet om å sammen utrede en slik ordning.
Vi har ikke gjort noen vurdering av virkemidler for å ta ned barrieren knyttet til tilgang på bærekraftig råstoff.
Samfunnsøkonomisk tiltakskostnad er anslått å være mellom 500 og 1 000 kr/tonn.
Tiltaket vil bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokollen og NEC-direktivet, gjennom utslippsreduksjoner av svovel proporsjonalt med innfasingen, siden dette ikke er til stede i trekull. Vi har estimert at tiltaket her kan redusere utslippene med over 2 500 tonn svoveloksid per år, som er en vesentlig reduksjon av de nasjonale utslippene.
Tiltaket forutsetter at det er tilgang på bærekraftig råstoff.
Tiltaket innebærer en overgang fra fossile brensler og råstoff til hydrogen produsert med vannelektrolyse. Hydrogen kan ha flere bruksområder i industrien, inkludert som energi, råstoff i kjemisk industri og reduksjonsmiddel i metallurgisk industri.
Hydrogen kan ha flere bruksområder i industrien, inkludert som energi, råstoff i kjemisk industri og reduksjonsmiddel i metallurgisk industri. Alle prosjektene inkludert i dette tiltaket planlegger å bruke hydrogen fra vannelektrolyse, men hydrogen fra andre kilder kunne i prinsippet også vært brukt.
Det er et stort antall hydrogenprosjekter i Norge. De fleste er ikke inkludert i dette tiltaket, fordi de er ny industri som ikke gir utslippsreduksjoner sammenlignet med utslippsframskrivingen for industri og energiforsyning.
I Grønn Omstilling 2024 er tiltakene inkludert her beskrevet som:
I tidligere rapporter har et stort tiltak ved kunstgjødselproduksjonen til Yara Porsgrunn også vært inkludert. Ettersom utsiktene for å kunne produsere hydrogen til ammoniakkproduksjon ved elektrolyse hos Yara nå er endret, er det ikke lenger inkludert.
Det er store merkostnader knyttet til tiltak for å ta i bruk hydrogen i industriprosesser. Teknologien er ikke tatt i bruk i stor skala. Den bedriftsøkonomiske merkostnaden ser i dag ut til å ligge i området mellom 4 000 og 5 000 kroner per tonn for prosjekter basert på overgang til hydrogen i stasjonær forbrenning av standard brensel, mellom 2 000 og 2 500 kroner per tonn for ammoniakkproduksjon og mellom 500 og 1 000 kroner per tonn for bruk av hydrogen som reduksjonsmiddel i metallproduksjon. Det er ventet at kostnadene vil falle ved oppskalering. Insentivene i dagens CO2-prisingsmekanismer er trolig ikke tilstrekkelige i dag og nivået på framtidige CO2-priser oppfattes som uforutsigbar.
Tilgang på kraft og infrastruktur er en vesentlig barriere. Produksjon av hydrogen ved vannelektrolyse er energikrevende, og flere av disse tiltakene vil forutsette nettoppgraderinger og kanskje også økt produksjon i den aktuelle kraftregionen. Usikkerhet i framtidige kraftpriser kan påvirke framdriften i prosjektene.
Alkalisk elektrolyse er i dag på TRL 9, men det er fortsatt rom for teknologiutvikling på ulike komponenter i systemet og andre teknologier, og man kan fortsatt støte på teknologiske utfordringer ved oppskalering.
Infrastruktur i form av hydrogenproduksjon og innovative hydrogenprosjekter kan få støtte gjennom Enovas Industri2050-program og EUs Innovasjonsfond.
Det vil trolig være nødvendig med et eget virkemiddel for å utløse andre større klimatiltak og demonstrasjonsprosjekter i kommersiell skala. Slik statsstøtteregelverket er i dag er det nødvending med en konkurranse om midler for å kunne støtte større investeringsprosjekter. Enovas støtteprogram har en grense på 30 millioner euro per prosjekt (per aktør), og er CAPEX-innrettet. For andre tiltak enn CCS vil det trolig være utfordrende å få til en reell konkurranse, siden mange av prosjektene bare er aktuelle ved enkeltvirksomheter. Prosjektporteføljen er forholdsvis heterogen. Det er relativt få store prosjekter, og de har ulike tidslinjer. Prosjektene vil i utgangspunktet kunne søke om støtte fra EUs innovasjonsfond, men kan ha utfordringer med å nå opp med kriteriene som brukes der, og erfaringen så langt er at støttenivået fra Innovasjonsfondet kan være for lite til å utløse prosjektene.
Et alternativ er ett nytt nasjonalt støtteprogram som samvirker med innovasjonsfondet for å utløse store prosjekter som skal omstille industrien mot lavutslippssamfunnet. Et slikt program som virker i parallell med en CCS-virkemiddelpakke (I01–I03) vil kunne bidra til en mer effektiv allokering av midlene, ved å gjøre helheten i virkemiddelbruken teknologinøytral. Et mulig steg videre kan være å be Enova og Miljødirektoratet om å sammen utrede en slik ordning.
Samfunnsøkonomisk tiltakskostnad er vurdert til å ligge mellom 6 000–6 500 kr/tonn. Tiltakene som er beskrevet her er vil føre til positive lærings- og skalaeffekter. Disse er ikke verdsatt.
Tiltaket går ut på å direkte eller indirekte elektrifisere ulike industriprosesser, utenom de som er dekket av tiltak I05 Overgang til bruk av grønt hydrogen i industriprosesser. Alle tiltakene her er innovasjonsprosjekter.
Tiltaket går ut på å direkte eller indirekte elektrifisere ulike industriprosesser, utenom de som er dekket av hydrogentiltaket. Noen av disse prosjektene er i dag forsknings- og utviklingsprosjekter, og det er usikkert om de kan gjennomføres før 2035. Det er også usikkert om prosjektene vil gjennomføres på en slik måte at utslippene reduseres sammenlignet med referansebanen innen 2035, eller om eventuelle demonstrasjonsanlegg i industriell skala heller vil føre til økt aktivitetsnivå.
Tiltakene inkluderer demonstrasjon i kommersiell skala av inerte anoder og et demonstrasjonsanlegg for kloridelektrolyse med karbonlooping i produksjon av aluminium, og bruk av elektriske crackere i petrokjemisk industri. Inovyn har fått tilsagn om støtte fra Innovasjonsfondet til det siste. Vi har også identifisert andre tiltak som kan være aktuelle i denne kategorien, uten at de er lagt inn som tiltak i analysen. Disse inkluderer karbonlooping og aluminotermisk reduksjon i produksjon av silisium og ferrosilisium, og elektrifiserte kalsineringsovner i produksjon av sement og kalk.
De fleste av prosjektene i dette tiltaket er forskning- og utviklingsprosjekter som det kan være aktuelt å demonstrere i industriell skala i perioden 2030–2040. Det medfører at det kan være teknologiske barrierer underveis. Etter et FoU-løp kan det være behov for støtte til oppskalering for å redusere kostnadene gjennom skala- og læringseffekter. Dette blir også delvis et fellesgode.
Vi har ikke gode vurderinger av bedriftsøkonomiske merkostnaden for disse tiltakene, men så vidt vi forstår er en god grunn til å forvente at disse teknologiene vil ha vesentlige merkostnader også etter teknologiutviklings- og demonstrasjonsfasene. Insentivene i dagens prismekanismer er neppe tilstrekkelige til å utløse disse tiltakene og nivået på framtidige CO2-priser oppfattes som uforutsigbare. Etter hvert som kvotetaket reduseres vil ventelig kvoteprisen øke, men det er vanskelig å si noe sikkert om hvor mye og når. Kvotesystemet er politisk styrt, påvirkes av andre virkemidler og den reelle karbonprisen virksomhetene ser avhenger av ordninger som skal hindre karbonlekkasje (konkurransevridning). Anslag om framtidige CO2-priser er ikke tilstrekkelig grunnlag for å gjøre investeringsbeslutninger. Å skaffe finansiering til prosjektene under så mye usikkerhet er krevende.
Direkte og indirekte elektrifisering er energikrevende, og flere av disse tiltakene vil forutsette forbedret infrastruktur i form av nettoppgraderinger og tilstrekkelig tilgang på kraft. Tiltakene her innebærer å skifte ut fossil energibruk med elektrisk kraft. Bruk av inerte anoder og kloridelektrolyse med karbonlooping i aluminiumsproduksjon kan innebære en økning i el-behovet på rundt 20 prosent sammenlignet med dagens beste anlegg. Karbonlooping i produksjon av ferrolegeringer kan innebære en økning i kraftbehovet med 100 prosent sammenlignet med eksisterende produksjonsteknologi. Dersom teknologiene her skal rulles ut utover 2040-tallet vil det innebære vesentlig kraftbehov.
For nye industriprosesser må det etableres et hensiktsmessig regulatorisk regime. Teknologiene kan ha utfordringer med forurensning, støy eller sikkerhet som ikke er kjent i dag. Krav og reguleringer for målinger, rapportering og verifisering av utslipp må etableres eller oppdateres. Dette fører til regulatorisk usikkerhet, som kan forsinke prosjektene eller drive opp kostnadene.
Det vil trolig være nødvendig med et eget virkemiddel for å utløse andre større klimatiltak og demonstrasjonsprosjekter i kommersiell skala. Slik statsstøtteregelverket er i dag er det nødvending med en konkurranse om midler for å kunne støtte større investeringsprosjekter. Enovas støtteprogram har en grense på 30 millioner euro per prosjekt (per aktør), og er CAPEX-innrettet. For andre tiltak enn CCS vil det trolig være utfordrende å få til en reell konkurranse, siden mange av prosjektene bare er aktuelle ved enkeltvirksomheter. Prosjektporteføljen er forholdsvis heterogen. Det er relativt få store prosjekter, og de har ulike tidslinjer. Prosjektene vil i utgangspunktet kunne søke om støtte fra EUs innovasjonsfond, men kan ha utfordringer med å nå opp med kriteriene som brukes der, og erfaringen så langt er at støttenivået fra Innovasjonsfondet kan være for lavt til å utløse prosjektene.
Et alternativ er ett nytt nasjonalt støtteprogram som samvirker med innovasjonsfondet for å utløse store prosjekter som skal omstille industrien mot lavutslippssamfunnet. Et slikt program som virker i parallell med en CCS-virkemiddelpakke (I01-I03) vil kunne bidra til en mer effektiv allokering av midlene, ved å gjøre helheten i virkemiddelbruken teknologinøytral. Et mulig steg videre kan være å be Enova og Miljødirektoratet om å sammen utrede en slik ordning.
Samfunnsøkonomisk tiltakskostnad er ikke kjent. Tiltakene som er beskrevet her er vil føre til positive lærings- og skalaeffekter.
Ved å konvertere fra fossile brensler til fornybare og utslippsfrie alternativer, bidrar tiltaket til reduserte utslipp. Tiltaket omfatter både tiltak ved enkelte anlegg under EUs klimakvotesystem (EU ETS), i tillegg til et samletiltak knyttet til innsatsfordelingen (ESR).
Utslippsreduksjonspotensialet knyttet til EU ETS i dette tiltaket kommer fra tre kilder. Den første er konvertering av stasjonær forbrenning i aluminiumsindustrien. Dette er hovedsakelig fra forbrenning av naturgass og LPG i drift av støperier og produksjon av anoder, som i utgangspunktet kan gjøres ved bruk av induksjon ved støperiene (elektrifisering) og biogass eller hydrogen til andre formål, inkludert anodeproduksjon. Det andre er konvertering fra bruk av primært CO-rik gass til hydrogen ved Celsa sin stålproduksjon, mens det tredje er elektrifisering av lignintørke og økt bruk av elektrisitet i multibrenselkjel ved Borregaard.
Utslippsreduksjonspotensialet knyttet til ESR er et samletiltak som går ut på å redusere utslippene fra stasjonær forbrenning av fossile brensler til indirekte fyring i den ikke-kvotepliktige industrien gjennom konvertering fra fossil olje og gass til alternativer som elektrisitet, biobrensler, fjernvarme eller hydrogen. Indirekte fyring er forbrenning av brensler til produksjon av for eksempel varme og damp til videre bruk i industriprosesser, typisk i en kjel.
Når det gjelder aluminiumsproduksjon, er bruk av induksjon ved støperier innovasjonsprosjekter og teknologisk umodent. Det samme er bruk av hydrogen til anodeproduksjon. Bruken av biogass er knyttet til et umodent marked.
For utslippsreduksjoner knyttet til bruk av fossile brensler til indirekte fyring i ikke-kvotepliktig industri ser vi en vesentlig atferdsbarriere. Bedriftene har ofte et krav om tilbakebetalingstid helt ned i ett år for denne type prosjekter. Mindre bedrifter har gjerne ikke kapasitet, bemanning eller kunnskap til å gjennomføre slike tiltak, som ligger utenfor kjernevirksomheten.
Analysene våre viser at flere av tiltakene for å konvertere fossile brensler til indirekte fyring i ikke-kvotepliktig industri vil være bedriftsøkonomisk lønnsomme. Spesielt er dette tilfellet der det benyttes fossil olje i dag. En konvertering fra bruk av naturgass vil kunne innebære en moderat merkostnad. Flere bedrifter har allerede installert elektrisk kjel, men som hele eller deler av året ikke blir brukt som hovedkilde til energiformål, fordi elektrisitet er dyrere enn alternativene. Dette gjelder spesielt om vinteren, da det er høyere effektledd på nett-tariffen.
Der det konverteres fra bruk av fossil olje og gass til bruk av fornybar elektrisitet, vil det være en forutsetning at det finnes infrastruktur i form av tilgjengelig nett. Kanskje vil det være behov for økt produksjon i enkelte kraftregioner.
På vegne av Klima- og miljødepartementet sendte Miljødirektoratet forslag til forskrift om forbud mot bruk av fossile brensler til indirekte fyring i ikke-kvotepliktig industri fra 2030. Forslag til ny forskrift har vært på høring, med høringsfrist 3. januar 2024.
Sammen med et forbud vil det være fornuftig å ha gode støtteordninger for å sikre at overgangen fra bruk av fossile brensler i størst mulig grad leder til økt bruk av energieffektiviserende tiltak, som bruk av varmepumper, og at det ellers elektrifiseres der dette er en mulighet.
Samfunnsøkonomisk tiltakskostnad er estimert til å ligge i et spenn mellom 0 og 7 500 kr/tonn, ut ifra hvilke løsninger som vurderes. Konvertering til hydrogen er langt dyrere enn de andre alternativene. Avhengig av energibehov, kan samfunnsøkonomisk tiltakskostnad for overgang til hydrogen ligge på mellom 6 000 og 14 000 kr/tonn. 7 500 kr/tonn er den kostnaden Oslo Economics har beregnet for konvertering med middels energibehov. Øvrige konverteringstiltak ligger på en kostnad mellom 0 og 2 500 kr/tonn. Kostnadene er i hovedsak knyttet til økte energikostnader, men estimatet inkluderer også investeringskostnader, endrede driftskostnader, samt en positiv helseeffekt.
I tillegg vil tiltaket føre til økt belastning på strømnettet og mulige behov for investeringer, mulig negativ effekt av økt biomasseproduksjon og økte administrative kostnader for industrien og det offentlige. Disse virkningene er ikke kvantifisert.
Miljødirektoratet gjennomførte våren 2023 en konsekvensutredning av et mulig forbud mot bruk av fossile brensler til energiformål fra 2030.1 Forutsetninger som ligger til grunn for beregningene av tiltakskostnad er nærmere beskrevet i konsekvensutredningen.2
Tiltaket vil bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokolen og NEC-direktivet gjennom utslippsreduksjoner av annen forurensning som følge av redusert bruk av fossile brensler, særlig der de fossile brenslene byttes ut med fornybar elektrisitet.
Effekten av et forbud er skalert mot reduksjonen som allerede ligger inne i referansebanen. Basert på konsekvensutredningen har vi antatt at indirekte fyring utgjør to tredeler av stasjonær forbrenning i ikke-kvotepliktig industri. Vi har videre antatt at et forbud sikrer at 95 prosent av omfattet bruk av fossile brensler kuttes. Forutsetningen er dermed at 95 prosent av to tredeler av det gjenværende utslippet i referansebanen reduseres med et forbud.
Dersom forbudet mot bruk av fossile brensler til energiformål utvides til også å dekke direkte fyring i den ikke-kvotepliktige industrien, er det et høyere potensial for utslippsreduksjoner; 140 000 tonn CO2 i tillegg til det som allerede ligger inne i tiltaket. Det totale utslippsreduksjonspotensialet vil i så fall vært på i overkant av 410 000 tonn CO2 innen 2035. Dersom et utvidet forbud varsles å gjelde fra 2035, kan likevel store deler av utslippskuttene komme før dette.
Tiltaket går ut på å redusere utslipp av PFK-gasser fra primærproduksjon av aluminium og lystgass fra fullgjødselproduksjon.
Utslipp av lystgass fra mineralgjødselproduksjon kommer av at ureanitrat tilsettes prosessen for å redusere dannelse av NOX, og dette resulterer i utslipp av lystgass. Utslippene påvirkes av flere faktorer, som sammensetning av fosfor og bruken av urea. Utslipp av lystgass fra mineralgjødselproduksjon er ikke kvotepliktig. Lystgassreduksjonen i dette tiltaket er knyttet til ett konkret prosjekt ved Yara, som følges opp gjennom konsesjonsbehandling. Effekten av tiltaket er usikker fordi det ikke er gjort slik før på dette prosesstrinnet. Framtidig utslippsnivå er usikkert, fordi det avhenger av hvilket råstoff som blir kjøpt inn.
PFK-utslippene er redusert betraktelig de siste tiårene som følge av bedre anlegg og optimalisering av prosesstyring og ligger på rundt 150 000 tonn CO2-ekv. årlig, samlet for bransjen. Reduksjon i PFK-utslipp i dette tiltaket er fra ytterligere prosessoptimalisering, og vi har antatt en lineær innfasing til 50 prosent reduksjon mot referansebanen innen 2030. Det tilsvarer at de verkene med høyest spesifikke utslipp av PFK over tid nærmer seg utslippsnivåene til de beste verkene i dag.
I Grønn Omstilling 2024 er disse tiltakene beskrevet som:
Kostnader er den viktigste barrieren for reduksjon av PFK-utslipp. PFK-utslippsreduksjoner kan komme som følge av gradvis utskiftning av utstyr. Utslippsreduksjonene kommer som en konsekvens av driftsforbedringer som i utgangspunktet er gunstige for virksomhetene, men innfasingen som ligger til grunn her kan innebære en forsert oppgradering av utstyr og dermed merkostnader. Renseanlegget for lystgass er allerede bygget. Vi anslår at videre driftskostnader er under 500 kroner per tonn CO2. Utslippet er ikke avgiftsbelagt, og utslippsreduksjoner gir ingen positiv økonomisk virkning for virksomheten.
For reduksjon av lystgass er tilgang på rett kvalitet fosfat en vesentlig barriere for å oppnå beregnet utslippsreduksjon, i tillegg til tekniske utfordringer med ny renseteknologi.
Lystgass fra fullgjødsel følges opp gjennom konsesjonen etter forurensningsloven, men er ikke underlagt prising. PFK-utslipp fra aluminium er kvotepliktige.
Samfunnsøkonomisk tiltakskostnad: anslått å være under 500 kr/tonn.
Tiltaket reduserer utslipp som inngår i innsatsfordelingsforordningen (ESR) og klimakvotesystemet (EU ETS) i klimasamarbeidet med EU til 2030.
Det beregnede potensialet for reduksjon av lystgassutslipp forutsetter at en bestemt fosfatblanding tas i bruk og at renseanlegget fungerer som planlagt.
Miljødirektoratet (2024): Grønn omstilling 2024
Ved å fase ut bruk av diesel til lokal kraftproduksjon, til fordel for gradvis mer fornybar energi, bidrar tiltaket til reduserte utslipp på Svalbard.
I 2023 publiserte Longyearbyen Lokalstyre Energiplan Longyearbyen1, som tar for seg mulighetene for overgang fra kull til bærekraftig energi innen 2030. Rapporten viser hvordan man kan oppnå en økonomisk forsvarlig fornybar energiforsyning for Longyearbyen innen 2030. Rapporten har lagt til grunn framtidig energibehov i Longyearbyen basert på reduksjoner i varmebehov på grunn av ENØK-tiltak, og økt elektrisitetsbehov på grunn av elektrifisering innen transport.
Bruk av kull i kraftverket ble faset ut i 2023, og erstattet med forbrenning av diesel i reservekraftverket. Dette halverte utslippene. I tillegg er det anlagt en batteripark som sikrer jevnere energiforsyning, med støtte fra Enova.2 Dette kan føre til ytterligere energieffektivisering knyttet til jevnere forbrenning. Denne overgangen er omtalt som første fase.
Videre utfasing av fossile brensler er avhengig av flere faktorer, men kan innebære bruk av fornybare brensler, både importerte brensler som biopellets, ammoniakk og biogass, og lokale fornybare energikilder som solceller, vind og geovarme. Fordeler og ulemper ved de ulike kildene er nærmere beskrevet i Energiplanen.
Enova har gitt økonomisk støtte til en rekke prosjekter på Svalbard. Disse prosjektene omfatter blant annet konseptutredninger for å vurdere potensialet i dype geotermiske brønner for varmeproduksjon, samt mulige pilotanlegg ved Svalbard lufthavn. Det er konkludert med at fremtidig energibehov ikke kan dekkes utelukkende ved bruk av solceller. Derimot vil vind og geotermiske løsninger ha betydelig potensial for å redusere utslippene.
Innføring av multifuelmotor kan redusere utslippene på et tidligere tidspunkt, men til mye høyere kostnader. Selv fyrt med diesel vil et slikt anlegg redusere forbruket med én million liter per år, tilsvarende CO2-utslipp på 2 660 tonn per år. Fyrt med grønn ammoniakk eller biogass vil utslipp av fossilt CO2 bli tilnærmet null.
Multifuelmotorer, vindturbiner og geotermi har store investeringskostnader. Longyearbyen har få innbyggere å fordele kostnadene på, og man ønsker ikke at kundene skal betale for teknologiutvikling og forskning som ikke er direkte knyttet til bruk i Longyearbyens energiforsyning.
Ammoniakk som erstatning for diesel vil kunne redusere fossile utslipp kraftig på et tidligere tidspunkt, men teknologien er umoden og kostnadene usikre.
Oppføring av vindturbiner krever at nødvendige områder reguleres i arealplanen, og krever videre at det blir gitt nødvendige tillatelser fra myndighetene.
Forsyningssikkerheten og ressurstilgangen må ivaretas. Alt brensel må transporteres fra fastlandet. Det vil også være kritisk å ha tilgang til anleggsdeler for vedlikehold. Geotermi krever tilgang på strøm, ettersom det er behov for noe elektrisitet i drift.
Ekstern finansiering vil være et viktig virkemiddel dersom man skal nå et mål om null fossile CO2-utslipp i 2030. Man vil da kunne innføre umoden teknologi som ammoniakk tidligere, ettersom regningen for utprøving ikke belastes strømkundene alene. Man vil også kunne gjøre større investeringer som kreves for dyp geotermi og utbygging av vindkraft.
Omstilling til fornybar energi vil kunne måtte tillegges større vekt enn andre hensyn ved vurderinger etter Svalbardmiljøloven for å møte utfordringer knyttet til både regulering og ressurstilgang.
Miljødirektoratet har ikke gjort noen vurdering av den samfunnsøkonomiske kostnaden av tiltaket.
Ved å ha mulighet til å innføre vind, sol eller geotermi, vil forsyningssikkerheten i Longyearbyen bedres. Import av brensler medfører også at det må settes av arealer til lagring. Diesellagring må skje i tråd med forurensningsforskriften på Svalbard.
Installering av vindturbiner medfører bruk av areal som igjen kan medføre tap av naturmangfold, avhengig av hvilke arealer som benyttes.
Bruk av trepellets vil innebære en teoretisk risiko for at det følger med larver eller egg av arter som ikke hører naturlig hjemme på Svalbard. Avvirkning av skog for produksjon av pellets alene er ansett for å være lite bærekraftig som følge av såkalt "carbon payback time" og påvirkningen av biodiversitet og dette vil ikke være en miljømessig god løsning (EASAC 2019).1