Northern Lights – et pionerprosjekt innen CO2 transport og lagring
Sverre Overå
Etter oppstarten av Teknologisenteret for CO2 fangst på Mongstad (TCM) og henleggelsen av prosjektet for fullskala fangst fra raffineriet fokuserte myndighetene på alternative løsninger for å demonstrere CCS (Carbon Capture and Storage) som et realistisk virkemiddel for å redusere globale CO2 utslipp.
Langskip ble navnet på regjeringens satsning for å realisere en fullskala verdikjede for CO2 i Norge. Langskip inneholder alle elementer – fangst fra industrielle kilder, transport av ren CO2 og permanent geologisk lagring. Northern Lights er transport og lagringsdelen av Langskip, og er samtidig også dimensjonert for å være en kommersielt tilgjengelig transport og lagringsløsning for industrielle aktører utenfor Langskip.
Gjennomføring av et stort prosjekt samtidig som det skal utvikles et marked for den tjenesten prosjektet tilbyr stiller en rekke nye krav til prosjektet, både kompetansemessig og organisatorisk.
Geologisk lagring av CO2 er ikke nytt, det er gjort på Sleipner og Snøhvit tidligere, som alternativ til å slippe den ut i atmosfæren. CO2 fra disse anleggene er fjernet fra naturgassen for å oppnå ønsket renhet for salg/videre behandling.
Myndighetenes ambisjon var at etablering av et full-skala demonstrasjonsprosjekt for hele verdikjeden ville posisjonere Norge som et egnet sted for trygg, permanent lagring av CO2 fra industrielle kilder i Europa.
I EU hadde arbeidet med mulighetene for CO2 lagring resultert i et CO2 direktiv, som ble tatt inn i norsk regelverk i 2014. Utfordringen med dette er at det ble etablert – ikke basert på erfaring fra slik virksomhet – men i forkant av en eventuell virksomhet. Det var således uprøvd. I Norge ble det i tillegg forsøksvis tilpasset det eksisterende petroleumsregelverket uten nødvendigvis ta hensyn til forskjellene i det markedsmessige og kommersielle, eller forskjellene i utfordringer. Equinor tok initiativ til å søke godkjenning som PCI («Project of Common Interest») i EU, dette brakte CCS høyere på agend aen i EU. Dette har gitt anledning til å søke EU-midler, noe Northern Lights fase 2 har lyktes å få både for studiefasen og også gjennomføringsfasen.
Ettersom CO2 lagring som kommersielle tjeneste ikke eksisterte var det heller ikke noen industrier som hadde implementert fangst, selv om noen få selskap hadde begynt å modne ideen, primært drevet frem av engasjerte enkeltpersoner i de aktuelle selskapene.
Northern Lights startet med en mulighetsstudie utført for staten av Equinor i 2015/2016, hvor en konkluderte med at en landterminal for mottak av CO2 transportert med skip og rørledning ut til egnet geologisk lager var det beste konsept. Andre alternativer med direkte offshore injeksjon eller gjenbruk av eksisterende infrastruktur fra petroleumsnæringen ble ansett som teknisk umodne.
Geologisk lagring krever kompetanse om undergrunnen, myndighetene inviterte derfor oljeselskaper etablert i Norge til å konkurrere om deltagelse i studiefasen. Mangel på etablert marked, ingen definerte kunder, uklar inntjening og risiko knyttet til kostnadsbildet for etablering preget selskapenes interesse for å delta.
Deltagelse var i tråd med Equinors lav-karbonstrategi og Equinor gikk seirende ut av konkurransen om studiefasen. Selv om Equinor hadde erfaring fra Sleipner og Snøhvit, så vi nytten av å knytte til oss ytterligere kompetanse fra CO2 håndtering. Shell og TotalEnergies hadde begge erfaring (henholdsvis fra Quest og Laq) som kunne være nyttig. Et tre-parts samarbeid ble derfor etablert allerede en måned etter tildeling av oppdraget fra Staten. Equinor var motpart mot staten og ansvarlig for utførelse, de to andre selskapene bidro med ressurser og kompetanse.
Utfordringer, resultater og lærdommer
Hvordan utnytte tre normalt konkurrerende selskapers kompetanse på best mulig måte? Ved etablering av samarbeidet gjorde vi noen helt bevisste valg, som i ettertid har vist seg å fungere svært godt:
• Selskapene ble invitert til å foreslå kandidater – de ble tildelt posisjon i organisasjonen ut fra kompetanse og erfaring uavhengig av hvilket selskap de kom fra.
• Alle selskap var representert i alle nivå av prosjektorganisasjonen, også i ledergruppen.
• Prosjektet satt samlokalisert i Equinors lokaler, og alle fikk samme tilganger som ansatte.
• Det ble oppfordret til å ha åpne kanaler tilbake til morselskapet for å dele informasjon og søke relevante erfaringer.
• Alle selskapene deltok med uavhengige fagpersoner i tekniske og økonomiske gjennomganger.
Denne samarbeidsformen ble videreført etter studiefasen og inn i gjennomføring i 2020, og er fortsatt anvendt i gjennomføringen av fase 2 som ble besluttet i 2025.
I Langskip var det innledningsvis tre fangstaktører som modnet sine respektive løsninger i parallell i konkurranse. Dette ble etter kort tid redusert til kun to, Heidelberg materials i Brevik og Hafslund Celsio i Oslo. De har også variasjon i mengde over året grunnet sesongvariasjoner og planlagte vedlikeholdsperioder. Transport og lagerløsningen måtte utformes slik at den kunne håndtere en, eller begge, av disse.
Den tekniske løsningen for Northern Lights består av fire hovedelementer;
• Skip for CO2 transport
• Mottaksterminal
• Rørledning og undervannsutstyr
• Geologisk lager
Hvert av disse elementene hadde egne utfordringer som måtte løses.
Det fantes ikke skip for CO2 transport i egnet størrelse. De få skipene som var i drift var betydelig mindre, og stort sett ombygde lasteskip hvor lasting/lossing ble gjort med fleksible slanger. For NL, som skulle transportere store mengder kontinuerlig mellom faste laste/lossesteder var det ønskelig med en mer effektiv løsning. Videre burde skipene ha så lavt utslipp som mulig ettersom formålet er å redusere utslipp av CO2. Skip er en betydelig investering, dersom Northern Lights ikke lyktes med å etablere en kommersiell virksomhet med nye kunder ville rene CO2 skip være en feilslått investering.
Det ble derfor besluttet å tilrettelegge skipene for konvertering til transport av LPG. Vi gikk bredt ut i markedet for å finne verft som kunne bygge de første skipene, men interessen for å tilby var ikke stor. Dette var en ny type fartøy, det ble ansett som lite sannsynlig at det ville bli et produkt som kunne produseres i stort antall – og det var forbehold fra vår side om at investeringsbeslutning ikke var tatt. Vi endte med å forhandle en avtale med et kinesisk verft hvor to fartøy ble bestilt.
Vi etablerte klare krav i forbindelse med lokalisering av mottaksterminalen; avstand ut til geologisk lager skulle være kort for å redusere kostnader til rørledning, den måtte ha skjermet havn ettersom transportskipene er relativt små, det måtte være utvidelsesmulighet for å ivareta forventet utvidelse og det var krav om nødvendig arbeidskraft, infrastruktur og tilrettelegging lokalt. 18 lokaliteter ble vurdert å gradvis redusert til den valgte plassering i Energiparken i Øygarden. Denne plasseringen muliggjorde bruk av kapasitet og kompetanse fra Equinors anlegg på Sture og Kollsnes, hvilket viste seg å være svært verdifullt. Det medførte også at vi kunne tilrettelegge anlegget for fjernoperering fra kontrollrommet på Sture – og derved unngå full-tids bemanning.
Mottaksterminalen har som funksjon mottak av ren CO2 for videre pumping ut til lager. Ettersom CO2 volumene inn til terminalen innledningsvis ville være lave, samt variere betydelig i løpet av året, samtidig som vi tilstrebet kontinuerlig injeksjon måtte det etableres et buffer-volum. Skipsvolum + 10% er valg da det ansees å gi tilstrekkelig fleksibilitet. Dette ble fordelt på 12 like store vertikale lagertanker.
Tomten vi skulle bygge på var relativt kupert, og totalt 800 000 m3 sten måtte sprenges ut. Det var begrenset med avsetningsmuligheter for slike volumer, mye ble benyttet til å lage knuste masser for tilbakefylling og for å bygge en kai for CO2 skipene. Men mesteparten fikk vi tillatelse til å fylle i Ljøsøysundet for å etablere et stort område for fremtidig industriutvikling.
Fra mottaksterminalen går det en rørledning ut til lagringsstedet. Innledningsvis valgte vi en geologisk formasjon noe nærmere land, men ettersom studiene skred frem ble det klart at det var usikkerheter knyttet til kapasitet i dette området som ville gjøre det vanskelig å få en beslutning om gjennomføring.
Det området vi da fokuserte på var lovende, men uten reell informasjon fra lete- eller produksjonsbrønner. For å sikre tilstrekkelig modenhet for beslutningsprosessene i de tre selskapene besluttet vi å bore en kombinert utforsknings- og injeksjonsbrønn.
Utfordringen her var todelt; tid – vi hadde en tidsplan som måtte holdes og bygging av brønnhode og bunnramme samt innleie av borerigg måtte skje meget raskt, og operasjonen måtte finansieres. På dette tidspunkt var vi i en tidlig studiefase uten budsjetter for bygging og boring. For denne type virksomhet gjelder ikke refusjonsordninger for leteboring, og det er et ordinært landskatteregime som gjør denne type aktiviteter langt mer kostbare.Utstyret ble bygget, levert og installert på knappe 12 måneder, brønnen ble boret og det var meget lovende resultat.
Det er krevende terreng på havbunnen der rørledningen skulle legges, noe som kompliseres ytterligere ved at det allerede er lagt flere rørledninger for olje- og gass i samme område. En ny utfordring som dukket opp, var at petroleumsnæringen har unntak fra plan og bygningsloven for rørledninger i sjø, mens vårt CO2 rør ikke ville være tilsvarende unntatt. Vi måtte derfor regulere berørt område i sjø for to kommuner, og også søke lokale planmyndigheter om byggetillatelser. Dette var helt nytt også for kommunene, men de må berømmes for å ha håndtert og saksbehandlet dette på en meget ryddig og god måte.
For å styre brønnene er vi avhengig av signal, strøm og MEG. Som en av de første i Equinor valgte vi å gå for en integrert strøm- og fiberkabel uavhengig av MEG umbilical. Flere mulige traseer mot land ble vurdert, men vi endte med å velge tilknytning til Oseberg feltsenter ettersom det var mye kortere avstand og derved den minst kostbare løsning, selv om dette skapte behov for modifikasjoner på feltsenteret.
Det var stor usikkerhet knyttet til nødvendig injeksjonstrykk og ratevariasjon over tid for fangstaktørene. Vi valgte derfor en rørdimensjon som gjorde det mulig å kveile rør for å få effektiv legging, som hadde kapasitet ut over Langskip deltagerne for å muliggjøre kommersielle kunder uten at det derved medførte vesentlige merkostnader.
Selv om vi hadde boret en brønn som skulle benyttes for injeksjon, ble det klart at kommersielle kunder ville kreve høyere tilgjengelighet, og vi måtte ha redundans på brønnsiden. Vi besluttet derfor å bore ytterligere en injeksjonsbrønn.
Samtidig med dette åpnet myndighetene for at det kunne søkes om lisens for lagring av CO2. Etter søknad ble dette området tildelt til Equinor på vegne av Northern Lights som utnyttelsestillatelse nr 1 på norsk sokkel.
Prosjektet var modnet frem til investeringsbeslutning våren 2020 (inkludert boring av første injeksjonsbrønn) og tilskuddsavtalen med staten var ferdig forhandlet. Staten krevde at de deltagende selskaper i Northern Lights bekreftet at de ville gjennomføre prosjektet før hele Langskip ble lagt frem for godkjenning i Stortinget. En gjentagende utfordring med prosjekter som utføres med offentlig og privat finansiering og styring er avviket i tidslinjer for beslutninger. Det skaper å «venteperioder» for prosjektet som må fylles med aktiviteter for å sikre kontinuitet og unngå kostnadsøkninger.
CO2 er ikke hydrokarboner. Dette var et tema vi har brukt svært mye tid på. Det er andre egenskaper, og derved også andre risiki som skal adresseres. Som et første anlegg av sitt slag var det begrenset med erfaring som kunne benyttes, men innen noen områder klaret vi å innhente erfaring av andre industrier. Det var likevel en ny utfordring for de eksisterende leverandørene til Equinor. Driftserfaring fra Northern Lights er viktig for videre optimalisering av dette og fremtidige anlegg.
Med mange interessenter på eiersiden og et stort antall svært forskjellige delaktiviteter var informasjonsflyt innad i prosjektet og mot interessenter svært viktig. Vi etablerte derfor en rutine for jevnlige samlinger hvor også eksterne interessenter deltok. I tillegg startet vi med ukentlige informasjonsskriv med bred spredning. Dette var tiltak som ble ekstra viktige da vi rett etter investeringsbeslutning og start av gjennomføring opplevde nedstengning pga. Covid-19.
Allerede tidlig i studiefasen ble det klart at Northern Lights ville skille seg fra andre gjennomføringsprosjekt ved sin lange tidsplan. Typiske prosjekt i petroleumsnæringen gjennomføres på 5-7 år fra mulighetsstudie til realisering, med 3 – 4 års byggeperiode. Avtalene i Langskip omfatter byggeperioden pluss 10 års drift, samtidig var det også en forventning at kommersielle kunder skulle modnes og inkluderes – med en oppskalering fra fase volumet til årlig volum på 5 millioner tonn CO2 eller mer. Fase 2 er jo besluttet, og når den ferdigstilles vil prosjektet vært i gang i over 14 år.
Erfaring tilsa at et slikt politisk fremmet og banebrytende prosjekt innen et så viktig område som tiltak mot klimaendringer ville medføre stor ekstern interesse. For å imøtekomme dette tilrettela vi for besøkende på byggeplassen, etablerte system for besøkshåndtering og inkluderte besøkshåndtering som del av designforutsetningene for administrasjonsbygget. Ved ferdigstillelsen av mottaksanlegget høsten 2024 passerte vi 10 000 besøkende fra mer enn 50 land.
Av forskjellige grunner ble det valgt å etablere et nytt operatørselskap, Northern Lights JV DA som eier av anleggene, lisenshaver og operatør. Arbeidet med å etablere det nye selskapet startet kort etter investeringsbeslutning, og det tok nær ett år å få på plass personell og styringssystemer i tilstrekkelig grad til at myndighetene anså virksomheten for kompetent til å være operatør. Etter etablering av JV selskapet fortsatte oppfølging av prosjektets fase 1 fra eierselskapene, mens fase 2 ble fulgt opp av JV.
Ettersom fase1 er del av Langskip følges det opp av Gassnova på vegne av staten, mens fase 2, som ikke har statlig finansiering, men EU støtte via CEF, rapporterer mot EU.
Normal beste praksis for et gjennomføringsprosjekt er å unngå endringer etter investeringsbeslutning. For Northern Lights, som et første anlegg av sitt slag var vi klar over at det sannsynligvis ville komme mange endringer. Vi etablerte derfor et strikt system for endringshåndtering, hvor endringer ned til ganske detaljert nivå ble gjenstand for fler-faglig gjennomgang og dokumentasjon.
Gjennomføringsplanen for Northern Lights ble satt opp slik at skip og anlegg skulle være på plass og ferdigstilt før første fangstanlegg ble operativt, dette for å hindre at fanget CO2 måtte slippes ut etter at fangstanlegget var ferdig. Ettersom Northern Lights ikke kunne påvirke, og bare hadde begrenset innsyn i fremdrift, ble det lagt en robust tidsplan som også sikret at det var to sommersesonger for offshore-arbeid tilgjengelig.
Noe justering av tidsplan var nødvendig bl.a. pga. forsinkelse hos fangstaktørene, men landanlegget ble ferdigstilt i tråd med planen og Northern Lights anleggene er levert i tråd med opprinnelig budsjett.
Om forfatteren:
Sverre Overå har mer enn 40 års erfaring fra prosjektgjennomføring, først fra Norsk Hydro og deretter fra Equinor. Han har hatt ulike roller innen prosjektutvikling, først som prosessansvarlig, deretter engineering leder, teknisk leder og de siste 20 år som prosjektdirektør i Norge og Brasil.
Han var ansvarlig prosjektdirektør for etableringen av CO2 Teknologi-senteret på Mongstad (TCM) og for Northern Lights prosjektet.