Kårstø Integration Pre-feasibility Study Report Presentasjon til statsråden 22. mars 2010

Gass-verdikjeden i et nøtteskall Oppstrøms Transport Prosessering Tampen området Gassrørledninger Kårstø Grenland Ineos og Yara Bruker ca: 50/50 Etan og LPG. Yara kunne med fordel bare bruke Metan Yara kjøper ammoniakk på spot dersom priser tilsier dette Ineos: Etylene ca 500 000 tonn pa Propylene ca 70 000 tonn pa VCM ca 500 000 pa tonn hvorav ca 33% går til å lage PVC Polyetylene ca 130 000 tonn pa (tidligere var produksjon av polypropylene på samme nivå) Yara: Ammoniakk ca 530 000 tonn pa (tilsv omtrent 450 mill Sm3 gass pa) Norge er verdens nest største gasseksportør Forsyninger av norsk gass er avgjørende for energihverdagen til millioner i Europa Kårstø prosesseringsanlegget er sentralt i leveransesikkerheten for norsk naturgass

UTSLIPPSPUNKT Både gasskraftverket og prosessanlegget på Kårstø har høy energiutnyttelsesgrad (hhv. 60% og 77%) Varmetapet i kraftverkets kondenser er rundt 33% Modning av integrasjonsscenarioene er basert på forbedring av energiutnyttelsen, reduserte utslipp fra Kårstø og opprettholdelse eller forbedring av regularitet for prosessanlegget

Hovedkonklusjoner fra utredningen Det er identifisert tekniske integrasjonsløsninger som vil bidra til betydelig reduksjon av CO2-utslipp på Kårstø Slike integrasjonsløsninger medfører betydelige tilleggsinvesteringer i nye komponenter og ombygginger av alle berørte anlegg, utover fangstanlegg for CO2 fra gasskraftverket alene Tiltakskostnader per tonn redusert CO2 er imidlertid lavere i integrasjonsløsningene enn for CO2-fangst fra gasskraftverket alene Det vil være usikkerhet forbundet med tiltakskostnader for CO2 reduksjon relatert til modningsgrad, driftsmønster for kraftverket og fremtidig utnyttelse av prosessanlegget Til forskjell fra scenarioene 1 og 2 vil scenario 3 vil gi fleksibilitet både med hensyn til framtidig utnyttelse av prosessanlegget og mulighet for opprettholdelse av dagens markedsbaserte driftsmønster for gassskraftverket. Dersom det ikke kommer ny føde til Kårstø vil deler av anlegget etter hvert stenge ned og utslippene dermed stanse opp. Dersom det kommer ny føde som øker dampbehovet kan flere eksoskjeler og/eller elektrisk drevne kompressorer installeres. Kommersielle og avtalemessige forhold knyttet til en mulig integrasjon mellom gasskraftverket og prosessanlegget på Kårstø er kartlagt. Eierne av fasilitetene på Kårstø har vært involvert i kartleggingen.

Skjematisk oversikt over CO2 kilder på Kårstø Forklaringer NOx SCR; NOx filtering ved selektiv katalytisk reduksion ST = dampturbin GT = gassturbin FG; = fyrgass Gen = kraft generator t/h = tonn per time Booster = gasseksport booster kompressor ~1,3 mill tonn CO2 pa ~1,2mill tonn CO2 pa NOx Damp behov Kårstø prosess 600 t/h SCR 300 kV kraftlinje 120 t/h 70 t/h 70 t/h 70 t/h 60 t/h 60 t/h 80 t/h 70 t/h ST CRAIER/FG 420 MW @ 100% last A B C A B Gen NETT GE/MOSS STATPIPE ÅSGARD KEP SLEIPNER GT NATURKRAFT Forklare: Når gasskraftverket er i full drift og prosessanlegget ved full utnyttelse Vi har studert mulige løsninger som gradvis faser ut eksisterende utslippskilder og dampproduksjonen fra disse erstattes av nye kilder med fangst Disse er detaljert og beskrevet i rapporten Prosessanlegget er allerede verdensledende med 77 – 80 % virkningsgrad Ved å byge om gasskraftverket til et kraft/varmeverk vil virkningsgraden forbedres 3xBooster KRISTIN Salgsgass – eksportrørledninger

CO2 -transport og deponi Scenario 3 Nye eksosgasskjeler ~0.1 mill tonn CO2 pa GASSNOVA CO2 -transport og deponi CCS Lavtrykks- damp Høytrykks- damp ~0,6mill tonn CO2 pa 60 bara 3,4 bara NOX FG FG/CRAIER 60 bara 245 t/h SCR DAMP OG KONDENSAT (600 t/h) 120 bara Kondensat retur 0 t/h 60 t/h 60 t/h 55 t/h 60 t/h 60 t/h 60t/h 132 t/h 176 t/h ST 300 kV FG/CRAIER A B C A B Gen Nett KEP SLEIPNER 62% last (174 MW) GE/MOSS STATPIPE ÅSGARD GT NATURKRAFT Halve CO2 utslippet fra prosessanlegget fanget max 10% CO2 3 x Booster KRISTIN CRAIER Salgsgass – eksportrørledninger Legend; : Ute av drift : Varm standby

Illustrasjon av eksoskjeler (Scenario 5d)

CO2-transport og deponi Scenario 5d 3 nye høytrykks eksoskjeler med 200 t/h kapasitet. Elektrisk drift av Statpipe og Åsgard kompressorer Eksisterende direktefyrte kjeler i varm beredskap. Ny fleksibel kompressor. ~0.2 mill tonn CO2 GASSNOVA CCS CO2-transport og deponi 1 lavtrykks dampkjel 3 høytrykk dampkjeler @ 220 t/h 60 bara 3,4 bara NOX FG FG/CRAIER SCR 60 bara DAMP OG KONDENSAT (600 t/h) 120 bara 300 kV kraftlinje 0 t/h 70 t/h 70 t/h 70 t/h 100 t/h 100 t/h 0 t/h 0 t/h 117 t/h 250 t/h ST FG/CRAIER 37 MW Gen Nett KEP SLEIPNER GE/MOSS A B C A B 80% last (224 MW) STATPIPE ÅSGARD Full rensing CO2 og NOX. Redusert antall punktutslipp. Alle eksisterende utslipskilder slukket. Elektrifisering av eksportkompressorer. GT NATURKRAFT (max 10% CO2 før forbrenning) 3 x Booster FLEX KRISTIN CRAIER Salgsgass – eksportrørledninger Legend; :Ute av drift : Varm standby Nye elektriskdrevne kompressorer

Mer investeringer nødvendig utover fangstanlegget for å få reduksjoner i prosessanleggets utslipp. NB la effekten av økt kapasitet i fangstanlegget fra scenario 3 til 5 komme fram!! 10,5 BNOM fanger Naturkraft 5 BNOK i tillegg for å redusere halve Kårstø og 23, eller mer enn dobling for å slukke alle kilder

Enhetskostnader er vanskelig å vise; Forutsetninger for gasskraftverket slår direkte inn, ved 6 måneders drift vil tallene i første søyle dobles. Her vist ved full drift av Gasskraftverket i scenario 0 og full utnyttelse av gassbehandlingsanlegget på Kårstø. En betydelig usikkerhet relatert til fangst av CO2 på Kårstø er knyttet til driftsmønsteret på gasskraftverket. Tiltakskostnadene per enhet i scenario 0 blir doblet om forutsetningen om drift av anlegget reduseres fra 8.000 til 4.000 timer per år. Integrasjonsscenarioene medfører kontinuerlig leveranse av damp fra gasskraftverket til prosessanlegget og krever dermed drift året rundt. Det er ikke tatt hensyn til tapt verdi av å miste muligheten til optimalisering av arbitrasjemargin mellom strøm- og gasspris som ved dagens markedsbaserte driftsmønster. Slike effekter er krevende å tallfeste. En annen stor usikkerhet er relatert til fremtidig utnyttelse av prosessanleggene på Kårstø. Det er ikke reservert kapasitet etter 2028, da det ikke er lisensiert drift av rørledningene inn til Kårstø utover 2028. Det er heller ikke gjort større funn av ny gass som kan ha behov for fraksjonering og derved er spesielt dampbehovet usikkert. Gevinstene ved en integrasjon mellom gasskraftverket og prosessanlegget er primært knyttet til utveksling av høytrykksdamp. Ved redusert dampbehov vil integrasjonsløsninger som scenario 5 representerer være dårlig utnyttet. Det er usikkerhet forbundet med tiltakskostnader for CO2 reduksjon relatert til modningsgrad, driftsmønster for kraftverket og fremtidig utnyttelse av prosessanlegget Figuren over er basert på full drift av både gasskraftverket og prosessanlegget på Kårstø

Oppsummering Rapporten beskriver varierende grader av integrasjon Utslippsreduksjoner og kostnader ved disse er identifisert av Gassco og Gassnova inklusive transport og deponering av CO2 Eierne av de berørte anleggene har vært involvert i utarbeidelse av forstudien Kommersielle og avtalemessige forhold knyttet til en mulig integrasjon mellom gasskraftverket og prosessanlegget på Kårstø er kartlagt. Det er ikke avdekket noe forretningsmessig grunnlag for å videreføre noen av integrasjonsløsningene Til forskjell fra scenarioene 1 og 2 vil scenario 3 vil gi fleksibilitet både med hensyn til framtidig utnyttelse av prosessanlegget og mulighet for opprettholdelse av dagens markedsbaserte driftsmønster for gassskraftverket. Dersom det ikke kommer ny føde til Kårstø vil deler av anlegget etter hvert stenge ned og utslippene dermed stanse opp. Dersom det kommer ny føde som øker dampbehovet kan flere eksoskjeler og/eller elektrisk drevne kompressorer installeres. Kommersielle og avtalemessige forhold knyttet til en mulig integrasjon mellom gasskraftverket og prosessanlegget på Kårstø er kartlagt. Eierne av fasilitetene på Kårstø har vært involvert i kartleggingen.