Kostnader ved karbonfangst og -lagring i Norge

Rapport 2019/32

Bjørnar Andreas Kvinge, Oscar Haavardsholm, Haakon Vennemo, Nils Henrik Eldrup og Tonje Warholm Thomassen

Kostnader ved karbonfangst og -lagring i Norge

Kategori	Rapporter
Underkategori(er)	Samfunnsøkonomisk analyse Kraft og energi Miljø Klima og det grønne skiftet Olje og gass
År	2019
Rapportnummer	32
Forfatter(e)	Bjørnar Andreas Kvinge Oscar Haavardsholm Haakon Vennemo Nils Henrik Eldrup Tonje Warholm Thomassen
Last ned	file_download (1.4 MB)
Les i nettleser	find_in_page

Rapport 2019/32	 | For Miljødirektoratet	 	
 	
 	 	
Kostnader ved	 karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
Bjørnar Andreas Kvinge, Oscar Haavardsholm, Haakon Vennemo, 	Nils Henrik Eldrup og 	
Tonje Warholm Thomassen

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
Vista Analyse	 | 2019/32	 	2 	
 
Dokumentdetaljer	 	
Tittel	 	Tiltakskostnad	er for karbonfangst og lagring i Norge	 	
Rapportnummer	 	2019/32	 	
ISBN	 	978	-82	-8126	-428	-1 	
Forfattere	 	Bjørnar Andreas Kvinge, Oscar Haavar	dsholm, Haakon Vennemo, Nils Henrik 	
Eldrup, Tonje Warholm Tho	massen	 	
Prosjektleder	 	Haakon Vennemo	 	
Kvalitetssikrer	 	John Magne Skjelvik	 	
Oppdragsgiver	 	Miljødirektoratet	 	
Dato for 	ferdigstilling	 	12. september 2019	 	
Tilgjengelighet	 	Offentlig	 	
Forsidefoto	 	Miljøstiftelsen Zero	 	
Nøkkelord	 	Kar	bonfangst og 	-lagring, CCS, industrianlegg	, Kollsnes

Kostnader ved karbonfa	ngst og 	-lagring i Norge	 	
 
Vista Analyse	 | 2019/32	 	3 	
 
 
Om Vista Analyse	 	
Vista Analyse AS er et samfunnsfaglig analyseselskap med hovedvekt på 	økonomisk utredning, evaluering	, råd-	
givning	 og forskning	. Vi utfører oppdrag med høy faglig kvalitet, uavhengighet og integritet. Våre sentrale te-	
maområder 	er klima, energi, samferdsel, næringsutvikling, byutvikling og velferd.	 	
Våre 	medarbeidere har meget høy akademisk kompetanse og bred erfaring innenfor konsulentvirksomhet. 	
Ved behov benytter vi et velutviklet nettverk med selskaper og ressurspersoner nasjonalt og internasjonalt. 
Selskapet er i sin helhet eiet av medarbeiderne.	 	
 
Om 	SINTEF Tel	-tek	 	
SINTEF er et av Europas største uavhengige forskningsinstitutter med mer enn 2000 ansatte. SINTEF Tel	-tek er 	
en forskningsgruppe med 25 årsverk som er lokalisert i Porsgrunn og tilknyttet instituttet SINTEF industri. 	 	
SINTEF Tel	-Teks spesial	felt består av håndtering av pulver/faste stoffer, CO	2 fangst/transport/lagring, teknisk	-	
økonomiske analyser, bioenergi med spesielt fokus på biogass, avfallshåndtering, effektivisering av produk-
sjonsprosesser ved matematiske/statistiske metoder og ved des	ign av utstyr/prosessenheter.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
Vista Analyse	 | 2019/32	 	4 	
 
Foror	d	 	
Prosjektet 	Tiltakskostnader for karbonfangst og lagring er utført for 	Miljødirektoratet	 i perioden 	mars til juni 	
2019. 	Åshild Færevåg har vært hovedkontakt i Miljødirektoratet, og vi vil takke henne og 	Henrik Gade, An	a 	
Korvald og Hanne Birgitte Laird for gode og interessante diskusjoner underveis i prosjektet.	 Den foreliggende 	
endelige rapporten erstatter en versjon av 1. juli som hadde en unøyaktighet. 	
 
12. september 2019	 	
Haakon Vennemo	 	 	
Partner	 	
Vista Analyse AS

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
Vista Analyse	 | 2019/32	 	5 	
 
Ordliste	 	
CCS	 	Karbonfangst og lagring	 	
Første i sitt 
slag	 	
Det første fangstanlegget som bygges. 	Ingen læreeffekter utløst	 	
n-te i sitt slag	 	Kostnader for anlegg der hele læringskurvens potensial er uttømt. 	 	
Capex	 	Investering	skostnad	 	
Opex	 	Driftskostnader	 	
Amin	 	Kjemisk forbindelse som binder 	CO	2

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
Vista Analyse	 | 2019/32	 	6 	
 
Innhold	 	
Sammendrag og konklusjoner	 ................................	................................	................................	....................	 9 	
1 	Innledning	 ................................	................................	................................	................................	.........	 17	 	
2 	Overordnede foruts	etninger for analysene	 ................................	................................	......................	 18	 	
2.1	 	Lover og regler setter rammer	 	18	 	
2.2	 	Detaljerte beregningstekniske forutsetninger	 	19	 	
2.3	 	Læringseffekten kan væ	re viktig	 	24	 	
3 	Fangst av 	CO	2 ved 46 industrivirksomheter	 ................................	................................	......................	 26	 	
3.1	 	Vi har vurdert anleggsspesifikke forhold	 	26	 	
3.2	 	Hvordan nødvendige investeringer i fangstanleggene er modellert	 	26	 	
3.3	 	Oversikt over utslippskilder aktuelle for fangst	 	31	 	
3.4	 	Investeringskostnader og driftskostnader i fangstanleggene	 	33	 	
4 	Transport og lager	 ................................	................................	................................	.............................	 35	 	
4.1	 	Johansen	-formasjonen er valgt som permanent lager	 	35	 	
4.2	 	Oppsamlingspunkt før rørtransport ved Kollsnes	 	35	 	
4.3	 	Skipstransport er valgt som transportløsning	 	39	 	
4.4	 	Vegtransport og rørtransport kommer også inn	 	40	 	
5 	Sammenstilling av kostnader og utslippsreduksjon	er ................................	................................	......	 41	 	
5.1	 	Samfunnsøkonomiske tiltakskostnader 	– n-te anlegg	 	41	 	
5.2	 	Bedriftsøkonomiske merkostnader	– n-te anlegg	 	44	 	
5.3	 	Samfunnsøkonomiske til	takskostnader for første anlegg	 	45	 	
5.4	 	Vurderinger rundt utbyggingstempo	 	46	 	
5.5	 	Ikke	-prissatte virkninger i den samfunnsøkonomiske analysen	 	47	 	
5.6	 	Sensitivitetsanalyse av tiltakskostnadene	 	50	 	
5.7	 	Robusthet og langsiktighet	 	51	 	
Referanser	 ................................	................................	................................	................................	................	 54	 	
Vedlegg	 ................................	................................	................................	................................	.....................	 55	 	
A 	Oversikt over industrianlegg der fangst kan være relevant	 	55	 	
B 	Tiltakskostnader	 	58	 	 
Figurer	 	
Figur S.1	 	Samfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurve for n	-te prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 	CO	2)	
 ................................	................................	................................	................................	. 10	 	
Figur S.2	 	Fordeling mellom kostnadstyper i samfunnsøkonomiske tiltakskostnader	 .............	 11	 	
Figur S.3	 	Bedriftsøkonomiske m	erkostnader for n	-te prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 	CO	2) .....	 12	 	
Figur S.4	 	Samfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurve for første prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 
CO	2)................................	................................	................................	..........................	 13	 	
Figur S.5	 	Sensitivitetsanalyse av samfunnsøk	onomiske tiltakskostnader ved Norcem Brevik 	
(+/	- 20% med unntak for fangstgrad)	 ................................	................................	......	 14	 	
Figur 2.1	 	Utviklingen i prisen på klimakvoter (EUA	). (€)	 ................................	.........................	 19	 	
Figur 2.2:	 	Utslippsregnskap for CCS	 ................................	................................	.........................	 23

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
Vista Analyse	 | 2019/32	 	7 	
 
Figur 3.1	 	Hovedvalg for kostnadsestimering av fangstanlegg, transport og lagring	 ...............	 27	 	
Figur 3.2	 	Prinsippskisse av absorberanlegget	 ................................	................................	.........	 28	 	
Figur 3.3	 	Prinsippskisse av sirkulasjonsprosess for amin og vann	 ................................	...........	 29	 	
Figur 3.4	 	Prinsippskisse av desorbersystemet	 ................................	................................	........	 30	 	
Figur 3.5	 	Prinsippskisse av prosess for flytendegjøring og utskipning	 ................................	....	 31	 	
Figur 4.1	 	Kart over Johansen	-formasjonen	 ................................	................................	.............	 35	 	
Figur 4.2	 	Infrastrukturen ved Trollfeltet	 ................................	................................	.................	 36	 	
Figur 4.3	 	Trinnvis utbygging av knutepunkt på Kollsnes	 ................................	.........................	 37	 	
Figur 4.4	 	Teknisk skisse av oppvarming av 	CO	2 før injeksjon	 ................................	..................	 38	 	
Figur 5.1	 	Samfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurve	 for n	-te prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 	CO	2)	
 ................................	................................	................................	................................	. 42	 	
Figur 5.2	 	Fordeling mellom kostnadstyper i samfunnsøkonomiske 	tiltakskostnader	 .............	 44	 	
Figur 5.3	 	Bedriftsøkonomiske merkostnader for n	-te prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 	CO	2) .....	 45	 	
Figur 5.4	 	Samfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurve for første prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 
CO	2)................................	................................	................................	..........................	 46	 	
Figur 5.5	 	Sensitivitetsanalyse av samfunnsøkonomiske tiltakskostnader ved Norcem Brevik 
(+/	- 20%)	 ................................	................................	................................	..................	 51	 	
Figur 5.6:	 	Klimarisiko 	– sentrale sammenhenger	 ................................	................................	.....	 52	 	 
Tabeller	 	
Tabell S.1	 	Vurdering av ikke	-prissatte konsekvenser	 ................................	...............................	 13	 	
Tabell 2.1	 	Energipriser og nettleie 2019	-øre per kWh	 ................................	.............................	 21	 	
Tabell 3.1	 	Oversikt over 	CO	2-utslipp fordelt på industriaktivitet og antall anlegg (2017)	 ........	 32	 	
Tabell 3.2	 	Anlegg med årlige utslipp over 300.000 tonn per år	 ................................	...............	 33	 	
Tabell 3.3	 	Årlige driftskostnader og investeringer i fangstanlegg, n	-te anlegg i drift.. (Mill. 2019	-	
NOK)	 ................................	................................	................................	........................	 34	 	
Tabell 4.1	 	Tariff per tonn 	CO	2 levert for lagring for investeringer og drift av knutepunkt samt 	
permanent lager	 ................................	................................	................................	......	 37	 	
Tabell 4.2	 	Oversikt over metoder for 	kostnadsberegning i tekniske løsninger fra fangst til 	
permanent lager	 ................................	................................	................................	......	 39	 	
Tabell 5.1	 	Vurdering av ikke	-prissatte konsekvenser	 ................................	...............................	 49	 	 
Tekstramme	r 	
Tekstramme 4.1	 Northern Lights	 ................................	................................	................................	........	 38

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	9 	
 
 
Sammendrag	 og konklusjoner	 	
Vi har vurdert samfunnsøkonomiske tiltakskostnader og bedriftsøkonomiske merkostnader 	for å in-	
vestere i karbonfangst	, transport	 og lagring på 46 norske industrianlegg.	 De samf	unnsøkonomiske 	
tiltakskostnaden	e for «n	-te anlegg» 	er estimert 	til 	350	-950 kroner per	 tonn	 CO	2 udiskonterte utslipp. 	 	
Bedriftsøkonomiske merkostnader er høyere	 og mellom 	1300	-3100 kroner per tonn	 CO	2 neddiskon-	
terte utslipp. 	Det	 tyder på at 	det kan 	kreves relativt sterke virkemidler for å realisere tiltakene.	 	
Norske 	klimamål 	kan tilsi karbonfangst og 	-lagring	 	
Gjennom klimaforlik på Stortinget og klimaloven fra 	2018 er det lovfestet at 	Norge skal bli et lavut-	
slippssamfunn i	nnen	 2050	 med i størrelsesor	den 80	-95 prosent lavere utslipp enn i 1990	 når en også 	
tar hensyn til effekten av norsk deltagelse i det europeiske klimakvotesystemet. 	Karbonfangst og 	
lagring 	på våre industrianlegg kan være en del av	 en strategi for å oppnå slik radikal reduksjon. 	 	
På d	enne bakgrunn har Miljødirektoratet bedt Vista Analyse og Sintef utrede 	og beregne 	de sam-	
funnsøkonomiske tiltakskostnadene, og de bedriftsøkonomi	ske merkostnadene knyttet til å 	etablere 	
karbonfangst	 og 	-lagring	 på 46 	industrianlegg i Norge. 	Rapporten dokum	enterer dette arbeidet.	 	
Samfunnsøkonomiske tiltakskostnader mellom 350 og 950 kroner per tonn 
CO	2 	
For alle anlegg er tiltakskostnaden beregnet for fangst	, transport og lagring. Det er lagt til grunn at 	
all CO	2 fraktes med skip til 	Kollsnes i 	Øygarden kommu	ne i Hordaland, og 	derfra sendes i rør for å 	
lagres i den såkalte Johansen	formasjonen. 	Samfunnsøkonomiske kostnader er beregnet ved stan-	
dard metodikk, herunder en 	kalkulasjonsrente på 4 prosent reelt	. I tråd med 	Miljødirektoratet	s 	
(2019) 	metodenotat for	 tiltaksanalyser er 	tiltakenes kostnader sett i forhold til udiskontert	 sum av 	
innsparte 	CO	2-utslipp. 	Gitt prosjektets ramme er vekten lagt på å få fram 	kostnadsanslag	 for en stor 	
bredde av anlegg, mens det ikke har vært anledning til å gå i	 dybden på hvert anlegg. 	 	
En s	amfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurv	e for det n	-te anlegget i drift	 er vist i 	Figur 	S.1. Figuren 	
viser at analysens største industrianlegg, Mongstad, er det anlegget som gir lavest samfunnsøkono-
misk tiltakskostnad på 	drøye	 350 kroner per tonn 	CO	2. Som nummer to 	følger Norcem Brevik før et 	
annet stort anlegg, Kårstø. 	Derfra stiger kostnaden op	p til ca 950 kroner per tonn. 	Blant anleggene 	
med lavest tiltakskostnad finnes de store utslippskildene	, og	 flere avfallsenergianlegg.	 	
Anslagene 	for samfunnsøkonomisk tiltakskostnad 	er gjennomgående betydelig lavere enn man har 	
funnet i tidligere analyser,	 for 	eksempel Miljødirektoratet (2010, 2015). Prosjektets omfang har ikke 	
tillatt en omfattende sammenlikning med tidligere analyser, men en viktig årsak er at man 	nå divide-	
rer på udiskonterte utslipp.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	10	 	
 
 
Figur 	S.1 	Samfunnsøkonom	isk tiltakskostnadskurve for n	-te prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 	CO	2) 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Selv om vi har 	estimert en rekke kostnadskomponenter, er det også kostnadskomponenter 	vi ikke 	
har beregnet, eller som kan være beregnet for lavt eller for høyt. 	En nærmere presentasjon av slike 	
komponenter finnes i kapittel 	5. 	
Fordeling av kostnader på	 komponenter	 	
Figur 	S.2 indikerer hvordan de samfunnsøkonomiske tiltakskostnadene fordeler seg på investeringer 	
i fangstanlegg og transportløsning (dvs skip), drift av fa	ngstanlegg samt transport til lager, og tariff-	
kostnader ved lagerløsningen. 	Driftskostnadene er neddiskontert. 	På grunn av den lange levetiden 	
på 40 år, dominerer driftskostnader de samlede kostnadene ved prosjektene. Lagerkostnadene betyr 
generelt 7	-8 pro	sent, men relativt mer for de største prosjektene. 7	-8 prosent er i samme størrelses-	
orden som tidligere studier har funnet.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	11	 	
 
 
Figur 	S.2 	Fordeling mellom kostnadstyper i samfunnsøkonomiske tiltakskostnader	 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analys	e 	
Bedriftsøkonomiske merkostnader	– n-te anlegg 	 	
En privat aktør vil typisk være mer risikoavers enn Staten. Dette tas hensyn til ved at avkastningskra-
vet er høyere, i denne analysen satt til 8 %. 	Høyere kalkulasjonsrente bidrar til at 	lagerkostnaden 	
veier tyngre i analysen	. 	
For en bedrift som invester	er i karbonfangst og 	-lagring vil en viktig forretningsdriver være eventuelle 	
kvoter, 	CO	2-avgifter og andre virkemidler som danner en pris på 	CO	2. Dette gjør at 	CO	2-reduksjonens 	
verdi blir en del av det økonomiske regnestykket. Bedriften diskonterer denne 	verdien på lik linje 	
med andre kostnader og inntekter. Fremstillinger som skal gi et bilde av den bedriftsøkonomiske 
tilpasningen bør ta hensyn til denne effekten, derfor er neddiskonterte kontantstrømmer knyttet til 
CO	2-utslippsreduksjonene benyttet for d	e bedriftsøkonomiske vurderingene. Merkostnadskurven 	
kan leses som 	å vise 	den 	CO	2-prisen som gjør tiltaket lønnsomt for en privat aktør.	 	
Figur 	S.3 viser 	den 	bedriftsøkon	omisk	e merkostnadskurve	n regnet på denne måten, for det n	-te pro-	
sjektet i sitt slag. Prosjektenes rangering endres i den bedriftsøkonomiske analysen	, men	 Mongstad 	
er fortsatt det rimeligste tiltaket. Den bedriftsøkonomiske merkostnaden 	for dette anlegget 	er esti-	
mert om lag 1300 k	roner per tonn. 	Derfra stiger kostnaden til ca 3100 kroner per tonn.	 Den bedrifts-	
økonomiske analysen er noe mer sensitiv for høye investeringskostnader og derfor kommer avfalls-
anleggene relativt sett bedre ut. Disse anleggene er antatt å ikke trenge nytt e	nergiverk. Dermed 	
spares kostnader ved utbygging sammenliknet med de andre tiltakene.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	12	 	
 
 
Figur 	S.3 	Bedriftsøkonomiske merkostnader for n	-te prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 	CO	2) 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Samfunnsøkonomiske tiltakskostnader for første anlegg	 	
Modellberegningene 	presentert til nå	 er gjort for n	-te anlegg i sitt slag. Sintef har arbeidet med lære-	
kurver innen karbonfangst og 	-lagring i en årrekke. Merkostnadene ved første fangstanlegg i sitt sl	ag 	
er satt til 65 % av investeringskostnaden, mens det ikke er antatt læringseffekt i transport og lagring. 	 	
Figur 	S.4 viser den samfunnsøkonomiske tiltakskostnadskurven	 for første prosjekt i sitt slag. Tiltaks-	
kostanden ligger ifølge beregningene 14 % til 22 % høyere enn anslagene for n	-te anlegg i sitt slag. 	
Mongstad,	 som 	det rimeligste anlegget, 	ligger 	på drøye 400 kroner per tonn	, mens det dyreste an-	
legget kommer opp i 	1150 kroner per tonn.	 Det er d	isse 	tiltakskostnad	ene som 	ideelt sett 	bør 	ligge 	
til grunn for utbygginger som besluttes i dag	, men vi vil sterkt understreke at 	anslag 	for enkeltanlegg, 	
for eksempel d	røye 400 kroner 	per tonn 	for Mongstad, er meget usik	re og 	ikke bør legges til grunn 	
for beslutni	nger uten nærmere undersøkelser.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	13	 	
 
 
Figur 	S.4 	Samfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurve for første prosjekt i sitt slag (NOK/tonn 
CO	2) 	
 	 
Kilde:	 	Vista 	Analyse	 	
 
Ikke	-prissatte 	konsekvenser	 	
Tabell 	S.1 viser en sammenstilling av de ikke	-prissatte konsekvensene med en vurdering av omfang 	
og konsekvens. Omfang, betydning og konsekvens er vurdert langs en syvdelt skala (	---	, --, -, 0, +, ++, 	
++	+).	 	
Tabell 	S.1 	Vurdering av ikke	-prissatte konsekvenser	 	
Virkning	 	Omfang	 	Betydning	 	Konsekvens	 	
Utslipp til luft	 	0/- 	-- 	- 	
Sikkerhet og helse	 	0/- 	---	 	- 	
Lærevirkninger av tidlige 
anlegg for senere anlegg	 	
++	 	++	 	++	 	
Ringvirkninger, sysselset-
ting og lærevirkninger for 
grønt skifte	 	
++	 	+ 	+ 	
Skattefinansieringskostnad	 	-- 	-- 	-- 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	14	 	
 
 
Verdt å merke seg er at lærevirkninger	 av tidlige anlegg for senere anlegg kommer inn som en pluss-	
faktor	 for alle anlegg før 	en har kommet til n	-te anlegg. 	Skattefinansieringskostnaden kommer inn 	
som en minuspost. 	 	
Det har mye å si for kostnadene 	at 	man klarer å lagre alt man fanger	 	
Vi har 	undersøkt hvordan ulike forutsetninger påvirker tiltaks	kostnadene. Norcem Brevik er valgt 	
som eksempel. 	Virkningen på andre anlegg vil være forholdsvis parallell.	 	
Figur 	S.5 	Sensitivitetsanalyse av samfunnsøkonomiske tiltakskost	nader ved Norcem Brevik 	
(+/	- 20%	 med unntak for fangstgrad	) 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Figur 	S.5 viser 	hvordan tiltakskostnad	en varierer med ulike forutsetninger. 	Norcem	 Brevik 	er bereg-	
net å ha	 en samfunnsøkonomisk tiltakskostnad på 430 kroner per tonn i tilfellet der læringseffektene 	
er uttømt (n	-te anlegg).	 Den forutsetningen som har klart mest å si for kostnaden, gjelder transport 	
av fanget CO	2. I beregningene over er det antatt at alt som fanges, deretter blir lagret. I virkeligheten 	
kan motorproblemer, uvær og mange andre situasjoner føre til landligge. Hvis man ikke kan bruke 
reservekapasitet, må man i slike situasjoner slippe fanget 	CO	2 ut i	 atmosfæren. 	 	
Dersom vi 	kun lagrer 80 prosent av fanget 	CO	2 stiger tiltakskostnaden til om lag 670 kroner. Det er 	
ikke gjort en tilsvarende sensitivitet for 20 % økning i lagret 	CO	2, fordi analysen allerede legger til 	
grunn at all 	CO	2 fanges, innenfor de t	ekniske begrensninger som er kjent. 	 	
Fordi levetiden er satt til 40 år, utgjør driftskostnadene en betydelig del av totalkostnadene. Det så 
vi også i	 Figur 	S.2. Figur 	S.5 viser konsekvensen av 20 prosents reduksjon og 20 prosents økning i 	
driftskostnadene («opex»). En ser at driftskostnadene slår kraftigere ut enn investeringskostnad	ene 	
(«capex»). 	 	
Figuren viser også effekten av at levetiden reduseres med 20 prosent til 32 år. Tiltakskostnaden stiger 
med en slik redusert levetid til 500 kroner per tonn. Effekten av redusert levetid er mindre enn ef-
fekten av redusert 	CO	2-lagring av fan	get 	CO	2 fordi en sparer driftskostnader etter 32 års drift.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	15	 	
 
 
Fangstanlegg med 85% virkningsgrad er i denne analysen noe rimeligere å bygge og drifte. Samtidig 
reduseres fanget 	CO	2. Disse to virkningene går hver sin vei og samlet er tiltakskostnaden for et 	anlegg 	
med 85 % fangstgrad kun marginalt høyere enn for basisberegningen med 90 % fangstgrad.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring	 i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	17	 	
 
 	
1	 	Innledning	 	
Karbonfangst og 	-lagring 	kan være 	den viktigste teknologien for å drastisk redusere 	CO	2 -utslippene fra 	
industri og energiproduksjon i verden og i Norge. Vissheten om dette har gjort karbonfangst og 	-lagring 	
til et viktig forskningstema der norske myndigheter har investert store midler de senere årene. 	 	
Karbonfangst og 	-lagring er store og kompliserte prosjekter der komplekse kjemiske prosesser skal kom-	
bineres med omfattende investeringer i transport og 	-lagringsløsninger. 	 	
Miljødirektoratet har i dette oppdraget gitt en liste over 	45 større utslippskilde	r for CO	2 og ber om 	å få 	
beregnet 	samfunnsøkonomiske kostnader og bedriftsøkonomiske kostnader	 for å redusere utslippene 	
fra 	disse kildene	 ved hjelp av karbonfangst og 	-lagring	. Man ønsker også en 	detaljer	t beskrivelse av tek-	
nisk	e løsninger	 og beskrivelse 	av usikkerhet. 	Kollsnes er kommet til i arbeidet, 	som til sammen omfatter 	
46 anlegg.	 	
Sintef og Vista Analyse 	har utarbeidet tiltakskostnad	er 	for alle utslippskildene. Estimatene er laget ved 	
hjelp av 	Sintefs egenutviklede kostnadsestimeringsmodell	, suppler	t med antakelser og samfunnsøkono-	
miske vurderinger av de enkelte tiltak.	 	
I analysen beregnes samfunnsøkonomiske tiltakskostnader 	basert på 	Miljødirektoratets beregnings	me-	
tode	 og	 Finansdepartementets retningslinjer for samfunnsøkonomiske analyser. På den må	ten sikres at 	
våre 	estimerte tiltakskostnader kan benyttes i en større samfunnsøkonomisk 	ramme der en sammen-	
likner 	klimatiltak 	på tvers av sektorer og teknologier.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	18	 	
 
 	
2	 	Overordne	d	e 	forutsetninger	 for 	
analysene	 	
I dette kapitlet presenterer vi overordnede forutsetninger for analysene. Vi begynner med å skissere 
rammebetingelser 	for regulering og skattlegging (avsnitt 	2.1	) før	 vi går inn på beregningstekniske forut-	
setninger (avsnitt 	2.2	). I siste avsnitt (	2.3	) drøfter vi læringseffekter	, som i praksis vil være viktige for de 	
første anleggene. 	 	
2.1	 	Lover og regler setter rammer 	 	
Lagring reguleres av 	regelverk for petroleumsvirksomheten, fangst	 reguleres som ordinær 	
industrivirksomhet	 	
Karbonfangst og 	-lagri	ng er omfattet av 	Forskrift om utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinen-	
talsokkelen til lagring av CO₂ og om transport av CO₂ på kontinentalsokkelen	1. Denne forskriften er hjem-	
let i 	Lov om vitenskapelig utforskning og undersøkelse etter og 	utnyttelse av andre undersjøiske natur-	
forekomster enn petroleumsforekomster	2. 	
Forskriften angir at planprosessen forut for etablering av 	CO	2-lager offshore i grove trekk 	følger 	plan-	
prosessen i petroleumsvirksomheten.	 Petroleumstilsynet vil	 følge opp sikke	rheten i utbyggings	- og 	
driftsfasen av lagerløsningen	 samt rørtransporten til reservoaret og alt offshore	-arbeid som følger av 	
dette	. Oppfølging av 	prosjektgjennomføring 	og sikkerhet i petroleumsvirksomhet	en	 er 	mer komplisert, 	
og derfor mer kostbar	, enn i 	resten av økonomien. 	Dette har betydning både for den bedriftsøkono-	
miske og samfunnsøkonomiske analysen. 	 	
Vi legger til grunn at de stedlige fangstanlegg	ene	 reguleres som 	ordinær industrivirksomhet.	 	
Skattlegging etter ordinær inntektsskatt	 	
I den 	bedriftsøkonomiske vurderingen av tiltakskostnader er skatteregimet av betydning.	 I petroleums-	
virksomheten foregår lagring av 	CO	2 i dag ved Melkøya	-anlegget i Finnmark, der 	CO	2 injiseres i 	geolo-	
giske 	formasjone	r under havet	, og ved Sleipner	-feltet i Nordsj	øen. Denne aktiviteten er en del av petro-	
leums	virksomheten	, og investeringer og drift av disse anleggene er en del av petroleumsskatteregimet. 	 	
I denne analysen er det 	imidlertid 	antatt 	at 	alle deler av prosjektene skattlegges etter ordinær selskaps-	
skatt. 	Det vil si at ingen deler av verdikjeden omfattes av petroleumsskatteloven. To argumenter for 	
denne løsningen er at prosjektene som analyseres i rapporten ikke er deler av petroleumsaktiviteten. 
Videre finnes 	det 	klare fellestrekk 	mellom karbonfangst og 	-lagring	, og 	dedikert vindkraft til 	innretninger 	
 	
1 FOR	-2014	-12-05-1517	 	
2 LOV	-1963	-06-21-12

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	19	 	
 
 
offshore, der det er avklar	t i Finansdepartementet at slik virksomhet ikke skal omfattes av petroleums-	
skatteloven	3. 	
Det kan imidlertid bli noen mer krevende grensedragninger dersom enkelte av 	CO	2-strømmene til 	knu-	
tepunktet på Kollsnes	 kommer fra petroleumsvirksomheten. 	Det kan også være slik at 	petroleumsrela-	
terte prosjekter er driveren for et mellomlager på Kollsnes el	ler et tilsvarende sted.	 Slike forhold kan 	
bety mye for 	de statsfinansielle virkningene av tiltakene.	 	
Anleggene er kvotepliktige	 	
De fleste anleggene i analysen er 	omfattet av EUs 	klimakvotesystem	 (ETS)	. Dette medfører at 	CO	2-	
utslippene har en kostnad for b	edriftene. Anleggene tilknyttet petroleumsvirksomheten vil også betale 	
CO	2-avgift.	 Nivået på 	kvotepris	 og avgift	 har betydning for den bedriftsøkonomiske analysen.	 	
Kvoteprisen har steget betraktelig det seneste året	 og er i dag 	om lag 25 €, som tilsvarer om lag 240 	
kroner per tonn. 	For de industribedrifter som betaler 	CO	2-avgift, så utgjør s	ummen av	 CO	2-avgift og 	
kvoter	 den prisen som 	merkostnaden 	må sammenliknes mot.	 Høyest 	CO	2-kostnader har petroleums-	
virksomheten, som betaler e	n CO	2-avgift på om lag 460 kroner per tonn 	CO	2 fra brenning av naturgass	4, 	
og sammen med 	dagens kvotepris	 utgjør kostnadene ved å slippe ut ett tonn 	CO	2 om lag 700 kroner. 	
Annen industri har lavere utslippskostnader	 pga. lavere CO	2-avgift	. 	
Figur 	2.1 	Utviklingen i 	prisen på 	klimakvoter (EUA)	. (€)	 	
 	
Kilde:	 	Thomson Reuters	 	
2.2	 	Detaljerte	 beregningstekniske forutsetninger	 	
2.2.1	 	Tiltakskostnader	 	
Tiltakskostnadene i denne rapporten er utarbeidet 	i henhold til Miljødirektoratet	 (2019) sin	 metode 	for 	
tiltaksanalyser	.5 Tiltakskostnaden er definert som netto neddiskonterte samfunnsøkonomiske kostna-	
der dividert på 	samlete utslippsreduksjoner	 fra basisår til tiltakets slutt	. 	
 	
3 https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/skattemessig	-behandling	-av-kraftproduksj/id728091/	 	
4 https://www.regjeringen.no/no/tema/okonom	i-og-budsjett/skatter	-og-avgifter/avgiftssatser	-2019/id2614443/	 	
5 https://www.miljodirektoratet.no/globalassets/publikasjoner/m1084/m1084.pdf

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	20	 	
 
 	
2.2.2	 	Kroneverdi og diskontering	 	
Alle verdier oppgis i faste 2019	-kroner. Alle kontantstrømmer diskontere	s med fire 	prosent	 i den sam-	
funnsøkonomiske analysen 	og åtte prosent	 i den bedriftsøkonomiske vurderingen. 	 	
2.2.3	 	Energipriser og kvoter	 	
Norges vassdrags og energidirektorats (NVE)	 årlige kraftmarkedsanalyser	, der den mest oppdaterte er 	
fra høsten 2018 	(NVE, 201	8) 	er lagt til grunn for	 analysen. NVEs prognose går fram til 2030. For årene 	
deretter har vi lagt til grunn at priser og avgifter ligger fast	, målt i faste kroner.	 NVEs kraftprisprognoser 	
inkluderer forvent	ninger om reelle prisendringer som skyldes EUs 	kvotemarked, nye utenlandskabler og 	
forventet kraftoverskudd i Norden. NVE oppgir tall for 2020, 2022, 2025 og 2030. Vi har lagt til grunn 
lineær endring for mellomårene	, med unntak for karbonprisen	. 	
Tabell 	2.1 gir en oversikt over kraftpris og avgifter som inngår i analysen. NVEs analyse inneholder også 	
en prognose for prisen på naturgass. For å 	få et konsistent tallsett har vi benyttet den samme prispro-	
gnosen i denne an	alysen. 	 	
I mai 2019 er kvoteprisen 	som sagt 	om lag 25 €/tonn. Dagens priser ligger dermed vesentlig over NVEs 	
karbonprisprognose fra i fjor, selv i høyt scenario. Dette kan tenkes å påvirke prisen på energi	bærerne. 	
På kort sikt kan økende karbonpris sørge 	for at naturgassens andel i europeisk kraftproduksjon øker på 	
bekostning av kull. Dette indikerer at prisen på naturgass vil stige.	 McKinsey har gjort en analyse der de 	
finner at naturgassprisen på kort sikt vil stige som følge av økt karbonpris, mens den 	i det lange bildet 	
kan synke	6. Basert på dette, samt at dagens høye kvotepriser kan være forbigående, er vår vurdering at 	
siden denne rapporten omhandler langsiktige prosjekter, endres ikke prisbanen for naturgass fra NVEs 
prognos	e. Gassprisen er omregnet 	og avrundet til 1,6 NOK/m	3 gass	 eks skatt og avgift	. Gassen må	 kunne 	
transporteres 	til industribedriftene 	og må derfor gjøres flytende. LNG er noe mer kostbart og vi antar at 	
prisen med påslag er 2,0 NOK/m	3 naturgass i den samfunnsøkonomiske analysen og 2,5 NOK/m	3 der 	
merverdiavgift er tatt med 	i den bedriftsøkonomiske analysen. 	 	
En kvoteprisbane i tråd med NVEs høye scenario, men med utgangspunkt i dagens prisnivå gir en vekst 
fra 	om lag 25 € i dag til 40 € i 2030 med en jevn årlig prisvekst på om lag 4,4	 %. 	Deretter har vi antatt at 	
realprisen holdes konstant.	 	
Økende karbonpris v	il også kunne gi økende kraftpriser, ved at kostnadene ved varmekraftverk øker og 	
disse kostnadene må, alt annet likt, dekkes inn gjennom økte kraftpriser. Inntil 	nyere	 sett av konsistente 	
prisprognoser	 foreligger	, velger vi 	likevel å hol	de fast ved NVEs k	raftprisprognoser fra 2018.	 	
 	
6	 https://www.mckinsey.com/industries/oil	-and	-gas/our	-insights/can	-carbon	-prices	-fire	-up-gas	-demand	-in-electricity	-gene-	
ration

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	21	 	
 
 
Tabell 	2.1 	Energipriser og nettleie 2019	-øre	 per kWh	 	 	
2019	-øre 	2019	 	2020	 	2021	 	2022	 	2023	 	2024	 	2025	 	2026	 	2027	 	2028	 	2029	 	2030	 	
Kraftpris 
eks skatter 
og avgifter	 	
 33 	 	 33 	 	 35 	 	 37 	 	 37 	 	 38 	 	 38 	 	 38 	 	 38 	 	 37 	 	 37 	 	 37 	 	
Kraftpris 
inkl mva	 	
 41 	 	 41 	 	 44 	 	 46 	 	 47 	 	 47 	 	 47 	 	 47 	 	 47 	 	 47 	 	 46 	 	 46 	 	
Nettleie 
uten skat-
ter og av-
gifter	 	
 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	 31 	 	
Nettleie 
inkl skatter 
og avgifter	 	
 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	 57 	 	
Kraftpris og 
nettleie eks 
skatter og 
avgifter 	 	
 64 	 	 64 	 	 66 	 	 68 	 	 68 	 	 69 	 	 69 	 	 69 	 	 69 	 	 69 	 	 68 	 	 68 	 	
Kraftpris og 
nettleie 
inkl skatter 
og avgifter 	 	
 98 	 	 98 	 	 101 	 	 103 	 	 104 	 	 104 	 	 105 	 	 104 	 	 104 	 	 104 	 	 104 	 	 103 	 	
Gasspris 
øre/m	3 	
200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	200	 	
Gasspris 
øre/m	3 in-	
kludert 
skatter og 
avgifter	 	
250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	250	 	
Kvotepris €	 	 25 	 	 26 	 	 27 	 	 28 	 	 30 	 	 31 	 	 32 	 	 34 	 	 35 	 	 37 	 	 38 	 	 40 	 	
Kilde Vista Analyse 	(2019) 	og NVE (2018)	 	
Bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske kostnader for 	kraft vil se ulik	e ut. Husholdninger og næ-	
ringsliv må betale avgifter og merverdiavgift på toppen av kraftprisen. I en samfunnsøkonomisk analyse 
er avgifter kun en omfordeling. Dagens avgiftssystem inneholder differensierte skatter og avgifter. Deler 
av næ	ringslivet og enkelte regioner i landet har reduserte avgifter sammenliknet med private hushold-	
ninger. I 	den samfunnsøkonomiske 	analysen benyttes markedspriser for energi uten påslag for skatter 	
og avgifter. Den bedriftsøkonomiske analysen må ha skatter og	 avgifter med	. Få industribedrifter betaler 	
el-avgiften, og denne inngår derfor ikke i analysen.	 	
Nye anlegg for karbonfangst og 	-lagring kan kreve forsterkninger i kraftnettet. I analysen legger vi 	til 	
grunn NVEs anslag for langsiktig nettleie. Denne nettl	eien tolkes da som den samfunnsøkonomiske kost-	
naden ved å vedlikeholde	- og videreutvikle nettet til å dekke de til enhver tid gjeldende beho	v, og inngår 	
dermed i den samfunnsøkonomiske analysen. Nettleie inngår selvsagt også i den bedriftsøkonomiske 
analys	en. N	ettleien antas å ligge fast i hele perioden, og påvirkes ikke av utbyggingstakten for anlegg for 	
karbonfangst og 	-lagring.

Ko	stnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	22	 	
 
 	
2.2.4	 	Estimerte driftskostnader	 	
Andre priser som inngår i 	modell	beregningen av driftskostnader	 er: 	
• 	Kjølevann: 0,01 NOK/m3	 	
• 	Lønn 	operatør: 900 000 NOK/år inkl. sosiale kostnader	 	
• 	Lønn ingeniør: 1 500 000 NOK/år inkl. sosiale kostnader	 	
Forutsetninge	ne er	 basert på 	erfaringsbasert skjønn	. Den tekniske og økonomiske levetiden av anleg-	
gene er satt til 40 år. 	Dette er i tråd med basisforu	tsetningen i Finansdepartementets veileder R108 for 	
samfunnsøkonomisk analyse. 	Nødvendig v	edlikehold	sbehov for at den tekniske levetiden kan settes til 	
40 år	, er satt til 	4 % av investert 	kapital.	 Anslaget er b	asert på erfaringsbasert skjønn. Det har forho	ldsvis 	
mye å si for kostnadene. 	 	
I hvert fangstanlegg er det 	forutsatt at 	industribedriften	 (som får fangstanlegget knyttet til seg) 	driver 	
anlegget med en ekstra skiftpost (seks personer) og med to ekstra personer på dagtid. 	Industribedriften 	
er også ansv	arlig for å levere kjølevann, prosessvann og annet til selvkost.	 	
2.2.5	 	Investeringsestimater	 	
Investeringene 	før påslag er 	beregnet som gener	iske kostnader for moden teknologi med svært gunstig 	
geografisk beliggenhet. Uttrykket som brukes er «plassering ved 	Rotterdam	» og etter at læring er gjen-	
nomført	, såkalt «n	-th of a kind» eller «n	-te anlegg i drift»	. For å 	få 	kostnadene justert til riktig n	ivå 	mul-	
tipliseres de	 generiske kostnadene med en 	installasjonsfaktor og en 	lokaliseringsfaktor.	 Disse faktorene	 	
er nærmere beskrevet 	i avsnitt 	3.2	. 	
Følgende kompone	nter er 	tatt 	med 	i investeringskostnadene	: 	
• 	Utstyrskostnader	 	
• 	Bulkmateriell	 	
• 	Montasjekostnader	 	
• 	Prosjekteringskostnader	 	
• 	Administrasjonskostnader	 	
• 	Utprøving	 	
• 	Forventet tillegg (20	 %)	 	
Modell	be	regninger medfører behov for forenklinger. Videre kan det være bedre å h	olde enkelte fakto-	
rer utenfor enn å legge inn tall med stor usikkerhet. Dette gjelder tomtekostnader i tabellen under. 
Følgende komponenter er ikke tatt med i investeringsestimatene	7: 	
• 	Tomtekostnader	 	
• 	Finansielle kostnader som r	enter i byggetiden	 samt	 forsikringer	 	
• 	Realp	risstigning frem til oppstart	 	
• 	Oppstart	skostnader	 og opplæring av operatører	 	
• 	Første oppfylling	 av aminer	 og andre kjemikalier	 	
 	
7 Alternativ	t kan en si at kostnadene er medregnet i «forventet tillegg».

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	23	 	
 
 	
2.2.6	 	Netto utslippsreduksjon	 	
Den samlede utslippsreduserende virkningen av karbonfangst og lagring beregnes basert på	 følgende 	
forutsetninger	: 	
All kraft regnes som utslippsfri	. Dette kan begrunnes med 	systemgrense	ne for	 det norske utslippsregn-	
skapet	 og for nasjonal samfunnsøkonomisk analyse	. Dette støttes av at kraftproduksjon er inkludert i 	
EUs kvotesystem. 	 	
Figur 	2.2: 	Utslippsregnskap for CCS	 	
 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
I tiltakskostnadsberegningen er det skilt mellom unngått 	CO	2 og fanget 	CO	2. I et effektivt anlegg 	vil det 	
være mulig å fjerne om lag 	90	 % av 	CO	2 fra avgassen. For et anlegg der opprinnelige utslipp normeres 	
til 100 enheter karbondioksid, vil dermed 	90	 enheter kunne fanges. Imidlertid vil karbonfangsten 	kreve 	
produksjon av damp. Dette lages 	per forutsetning 	ved å brenne gass	 (mer om dette nedenfor), som vil 	
øke de samlede utslippene og øke potensialet for fanget 	CO	2. La oss si at utslippsnivået øker med 	20 %. 	
Fanget 	CO	2 vil være 90	 % av 1	20, det vil si 	108	 enheter. I dette tilfellet vil fangs	tanlegget tilpasses 120 	
enheter og	 transport og lagring måtte tilpasses 	108	 enheter karbondioksid, mens utslippsreduksjonen i 	
klimaregnskapet og i nevneren i tiltakskostnadsbrøken vil være	 de opprinnelige 90 minus de 2 som ikke 	
fanges av 	dampproduksjonens 	utslipp, dvs	 88	 enheter	 per år	. 	
Det er gjort beregninger for både 85 	% og 90 	% virkningsgrad, men vi antar at 90 	% vil være teknisk 	
mulig på alle anlegg og lar dette være base case.	 	
Alle anlegg antas å trenge energiverk til produksjon av damp, med unntak a	v avfallsforbrenningsanlegg 	
som antas å produsere varme uten ekstra investeringer.	 	
90%	 	10%	 	
10%	 	90%

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	24	 	
 
 
Det antas beste miljøteknologi i fangst og transport og at utslipp av NO	x, SO	x og 	utslip	pet av 	andre av-	
gasser enn 	CO	2 er 	derfor neglisjerbart.	 	
2.3	 	Læringseffekt	en 	kan være 	viktig	 	
Det er vel kjent at kostnaden knyttet til å bygge og drifte et teknologisk avansert anlegg, synker med 
erfaring. 	For de første anleggene vil 	kostnadene være høyere, men læringen vil være stor. Denne læ-	
ringseffekten gjør at kostnadene synker for nye 	utbygginger etter hvert som 	 man har høstet erfaring. 	 	
Beregningene i denne rapporten forutsetter at de 	46	 fangstanleggene er n	-te anlegg i drift. I virkelighe-	
ten vil selvsagt noen komme først. De første anleggene vil nesten alltid være dyrere enn n	-te anl	egg i 	
drift. Noen av årsakene til det er	 	
• 	«Learning by doing» 	 	
– 	Konstruktørene av de første anleggene vil	 overdimensjonere den tekniske løsningen, såkalt 	
«polstring», 	i form av 	for stort utstyr, unødvendig løsninger, for stor 	instrumenteringsgrad, 	re-	
serveløs	ninger i tilfelle svikt og liknende, for å sikre seg at anlegget leverer som det skal. I se-	
nere anlegg er dette mindre og mindre nødvendig.	 	
– 	Gjennom erfaring må det forventes at det tas i bruk nye rutiner som sparer kostnader og for-
bedrer ytelse	 	
– 	Learning by	 doing	, og punktene under, 	foregår også blant underle	verandører	 	
• 	 Prosessinnovasjoner	 	
– 	Bedre løsninger i form av nye materialer og teknologier innenfor fangstanlegget som man opp-
dager etter hvert 	 	
• 	Anvendelse av nye «general purpose technologies»	 	
– 	Generelle teknologiske fremskritt i samfunnet (IKT, materialteknologi…) kan tas i bruk i karbon-
fangst, transport og lagring	 	
• 	Skalafordel i produksjonen	 	
– 	Det modelleres en skalafordel i fangstanleggene	. Det ligger også skalafordel i lagring. 	 	
• 	Konkurranse mellom leverandører og underleverandører	 	
– 	Konkurranse tenderer til å bringe kostnadene ned (skjønt noe	 av dette er overføring fra leve-	
randørfirmaets eierinntekt og til kjøper). 	 	
– 	Dersom etterspørselen er stor i forhold til kapasiteten i markedet, kan konkurranse få motsatt 
utslag: Kostnadene kan gå opp i «selgers marked».	 	
Istedenfor hvert punkt over, snakke	r man ofte bare om «læringseffekter». I sum anslår Eldrup og Røkke 	
(2011) at «kostnadene går nedover for hvert anlegg som bygges, inntil man når et balansert nivå som 
er på om lag 40	 % eller mindre enn kostnadene ved de første anleggene.» 	 	
Dette 	antyder 	at det første anlegget er vesentlig mer kostbart 	å bygge 	enn et tilsvarende n	-te anlegg. I 	
det omfang bygging av et fangstanlegg bidrar til å redusere kostnaden ved etterfølgende anlegg, har vi 
en klassisk, positiv ekstern kunnskapseksternalitet i den samfu	nnsøkonomiske analysen. 	Etter vår vur-	
dering er	 det særlig i bygging av 	fangstanlegget det er 	læringseffekter. Driften 	av fangstanlegget	 av-	
henger av energikostnader og 	noen lønnskostnader	, i tillegg til 	avskrivning/kapitalslit	. I denne kompo-	
nenten er det mi	ndre læringseffekter å hente

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	25	 	
 
 
De foregående observasjonene gjaldt fangstanlegget. 	For transportdelen benyttes enten rør, båt	- eller 	
vegtransport. Her er det mindre rom for teknologiske nyvinninger	 som er spesifikke for akkurat trans-	
port av CO	2. 	
Mottaksanlegget, rørtransporten offshore samt injeksjonsstedene forventes 	også å gi 	liten læringsef-	
fekt. Dels	 skyldes dette at 	en har vesentlig erfaring fra olje	- og gassnæringen, slik at kompetente miljøer 	
finnes. 	Og d	els skyldes det at det trengs 	bare et	t slikt anlegg i Norge for å lagre CO	2 fra alle 	46	 fangstan-	
legg. Johansen	-formasjonen og andre s	tore strukture	r som er kartlagt offshore, inneholder betydelig 	
lagerkapasitet. 	 	
I rørløsningene vil det være skalafordeler ved økning i rørdimensjon	: Dersom	 gjennomstrømningskapa-	
siteten dobles	, medfører 	det 	mindre enn en dobling av rørkostnadene. 	I tillegg er offshorearbeidet med 	
å spyle ned og dekke rør til med masser om lag den samme jobben uavhengig av rørdimensjonering. 
Dette motiverer for å bygge få, men sto	re anlegg. Dette betyr videre at dersom det åpnes for import, 	
kan kapasiteten øke og enhetskostnadene i lagringsdelen presses ned sammenliknet med våre estima-
ter. 	 	
Vi har ikke tatt hensyn til denne importmuligheten og dimensjonert for de 	46	 norske fangstan	leggene. 	
Importmuligheten må uansett balanseres mot at enhetskostnaden vil være høyere inntil man har alle 
46	 anlegg oppe, fordi det fram til det punkt vil være færre tonn 	CO	2 å dele kostnadene på. 	 	
Hvis en forstår læringskurven bokstavelig vil det lønne s	eg å høste erfaringer med små fangstanlegg 	
først, for deretter gjennomføre de investeringstunge prosjektene etter at læringseffekten er hentet ut. 
I v	irkeligheten 	må en 	også 	ta hensyn til andre forhold. 	Vi antar at det	 alt i alt	 vil være mest gunstig å 	
beg	ynne med større prosjekter med så lav tiltakskostnad som mulig. Disse anleggene vil være mer egnet 	
til å dimensjonere mellomlagerløsningen og vil ha større 	CO	2-strømmer som sikrer kontinuerlig drift av 	
alle anlegg.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	26	 	
 
 	
3	 	Fangst av 	CO	2	 ved 	46	 industri	virk-	
somheter	 	
I dette kapitlet presenterer vi modellen for å beregne 	kostnader i fangstanleggene. 	 	
3.1	 	Vi har vurdert a	nleggsspesifikke forhold	 	
Hvert industrianlegg er gjennomgått for å vurdere anleggenes driftstid og 	CO	2-innholdet i avgassene, 	
samt andre relev	ante tekniske forhold.	 Avstand til 	Kollsnes langs sjøvegen er 	målt	 for alle anlegg.	 Disse 	
forholdene blir benyttet som input i modellering av kostnader.	 	
Nødvendige investeringer til fangst av 	CO	2 er 	beregnet med	 SINTEF Tel	-teks generiske amin	-prosess 	som 	
basis. For alle anleggene	 er det gjort 	vurderinger av	 antall timer 	industrianleggene er i 	drift pr år	, tem-	
perat	ur og	 CO	2-innhold i avgassen. Utfra disse verdiene og den oppgitte 	CO	2-mengden pr år er det be-	
regnet	 avgassmengde inn på absorber (Nm	3/t).	 	
3.2	 	Hv	ordan 	nødvendige investeringer i fangstanleggene	 er modellert	 	
Figur 	3.1 viser hovedvalg som er gjort for den teknologiske løsningen som ligger til grunn for kostnads-	
est	imeringen. 	De gule feltene markerer den valgte løsningen, mens de hvite feltene viser alternativer 	
som er lagt bort. 	Figuren viser at 	mono	etanolamin (	MEA	) er valgt som fangstteknologi. Flytendegjøring 	
og rensing av 	CO	2 inngår forut for lager til transport. Båttransport er valgt for alle industrivirksomheter	.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	27	 	
 
 
Figur 	3.1 	Hovedvalg for kostnadsestimering av fangstanlegg, transport og lagring	 	
 	
Kilde:	 	Sintef	 	
Ut fra dette er 	det laget en utstyrsliste med typiske størrelser og antall, samt materialvalg. Denne ut-	
styrslisten er også underlaget for å beregne mengden av innsatsfaktorer som	 elektrisk kraft, dampfor-	
bruk, kjølevannsmengde og kjemikalieforbruk pr time.	 	
Utstyrsprisene 	er beregnet ved hjelp av 	modell	en	 "Aspen in plant cost estimator"	8 for beregning av 	be-	
hov for	- og dimensjonering av 	teknisk	 utstyr med tilhørende 	utstyrspriser	, og justert opp til dagens pris-	
nivå ved hjelp av indekser. Deretter er det beregnet en 	installasjonsfaktor som er avhengig av utstyrs-	
type, størrelse, fabrikkbeskrivelse	 og	 materiale	. Installasjonsfaktoren multipliseres deretter med ut-	
styrsprisen og antall like komponenter for å få frem det totale investeringsbehovet for utstyret. Ved å 
legge	 sammen alle utstyrskomponentene fremkommer det totale generiske kostnadsestimatet. Det ge-	
neriske kostnadsestimatet viser	 kostnadsnivået for "Rotterdam" og må multipliseres med en lokalisa-	
sjonsfaktor for å få frem de stedspesifikke kostnadene. 	Lokalisering	sfaktorene ligger mellom 1,1 og 1,5. 	 	
Driftskostnaden kommer frem ved å multiplisere 	energi	forbruket pr time med antall driftstimer pr år og 	
pris pr enhet. 	 	
I fangstanlegget er absorberen den delen av prosessen der 	CO	2 hentes ut av avgassen. 	Figur 	3.2 viser en 	
skisse over hvordan prosessen er 	tenkt i kostnadsberegningene.	 	
 	
8 Aspen Cost Estimator er en modell og software	-pakke som for kapital	- og vedlikeholdsprosjekter i ulike prosessindustrier. 	
Informasjon er tilgjengelig på 	https://www.aspentech.com/en/products/pages/aspen	-in-plant	-cost	-estimator

Kostnader 	ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	28	 	
 
 
Figur 	3.2 	Prinsippskisse av 	absorberanlegget	 	
 	
Kilde:	 	Sintef	 	
 
Det forventes at svovel	- og NO	x-fjerning av avgassen er utført før avgassen kommer til fangstanlegget. 	
Dersom dette ikke er tilfellet vil forbruk	et av amin øke, samtidig som destruering av degradert amin vil 	
øke.	 	
Absorber	en	 er dimensjonert etter avgassmengden pr time	. A	bsorberens areal 	justeres	 i beregningene	, 	
mens 	høyden vil være lik (ca. 40 meter)	. Viften som står foran absorberen skal kompensere	 for trykkta-	
pet i absorberen	, samt hindre at det oppstår driftsproblemer i den opprinnelige bedriften. For å hindre 	
at amin rives med av avgassen er det på toppen av absorberen montert inn en vannvask. For å hindre 
at dette vannet fordamper er det satt inn	 en sirkulasjons	sløyfe med kjøling. 	 	
De fleste anlegg i Norge har ikke damp tilgjengelig og derfor må det 	som nevnt 	etableres et energiverk	 	
som lager damp. F	or å utnytte høytemperaturdampen er det mest økonomisk å bruke denne som energi 	
til vifter og kompr	essorer, enten via dampdrevne generator	er (elektrisitet) eller direkte ved hjelp av en 	
eller flere mottrykksturbiner. I dette tilfellet har vi valgt å bruke naturgass som energikilde. Det er for-
uts	att a	t avgassen fra energiverket renses på samme måte som 	i industrianlegget forøvrig	, noe som 	
medfører en økning av størrelsen på fangstanlegget	9. 	
 	
 	
9 En interessant tilleggsanalyse vil være å se på teknisk gjennomførbarhet og kostnadseffekter av å dekke fangstanleggenes 
varmebe	hov ved hjelp av elektrisk kraft. Dette vil redusere dimensjonen på fangstanleggene. Samtidig er varme ved hjelp 	
av kraft et kostbart alternativ. Det krever en nærmere analyse for å kunne si noe om dette er mulig og om det kan være 
hensiktsmessig

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	29	 	
 
 
Figur 	3.3 	Prinsippskisse av sirkulasjonsprosess for amin og vann	 	
 	
Kilde:	 	Sintef	 	
Etter at 	amin	-/vannblandingen med 	CO	2 har	 forlatt 	absorberen (ca. 80	oC) kryssvarmeveksles denne med 	
amin	-/vannblandingen fra desorberen (ca. 120	oC). For å sørge for at amin/vannblanding	en	 er kald nok 	
før den går inn på absorberen	, må den kjøles ytterligere ned ved hjelp	 av en kjøler.	 Det må også settes 	
inn to sirkulasjonspumper. For å ta ut forurensninger fra blandingen behandles ca. 10 % av den sirkule-
rende mengden i et filtersystem. Sirkulasjonssystemet er dimensjonert etter CO	2--mengden pr time.	 	
Figur 	3.4 	Prinsippskisse av desorbersystemet	Figur 	3.4 viser en teknisk prinsippskisse for hvordan 	
desorberanlegget er tenkt å fungere. I desorberanleg	get 	kommer amin/vannblandingen inn fra absor-	
beranlegget 	og her	 tas 	CO	2 ut f	ra aminblandingen.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	30	 	
 
 
Figur 	3.4 	Prinsippskisse av desorbersystemet	 	
 	
Kilde:	 	Sintef	 	
Den 	CO	2-rike a	min/va	nnblandingen	 som er 	varmet opp i kryssvarmeveksleren mates inn på desorberen 	
hvor den varmes ytterligere opp i reboilere. CO	2 og noe vann vil bli skilt fra amin/vannblandingen og 	
forlate	r desorberen øverst før CO	2 og vann kjøles ned til ca. 20	oC. Deretter går 	denne blandingen	 inn i 	
en utskiller hvor det kondenserte vanne	t skilles ut. Amin/vannblandingen uten CO	2 tas ut i bunnen av 	
desorberen. Dampen som brukes i reboileren 	for å varme opp den 	CO	2-rike vann/amin	-blandingen 	har	 	
2 bars 	trykk, tilsvarende om lag 	120	oC. Denne dampe	n kondenseres i reboileren og for å sikre seg at all 	
dampen er kondensert	. Før kondensatpumpen er det satt inn en kondensator. Dampforbruket er satt 	
til 1,5 kg damp pr kg CO	2. Desorbersystemet er dimensjonert etter CO	2-mengden pr time.	 	
Komprimering	s- og f	lytendegjøringssystemet	 er illustrert i 	Figur 	3.5.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	31	 	
 
 
Figur 	3.5 	Prinsippskisse av prosess for flytendegjøring og utskipning	 	
 	
Kilde:	 	Sintef	 	
Nedkjølt og fuktig	 CO	2 kommer inn på et firetrinns komp	ressortog med mellomkjølere og vannutskillere 	
mellom hvert trinn. Når 	CO	2-mengden	 er kommet opp i ca. 19 bar blir den tørket (30 ppm H	2O) deretter 	
blir 	den 	nedkjølt til ca.	– 28	oC ved hjelp av en ammoniakk	-kjølekrets. CO	2 vil da være flytende. Ytterligere 	
nedkjøling fra 	-28	oC til 	-50	oC gjøres ved trykkavlastning til 7 bar. Noe av 	CO	2 -mengden	 vil da gå over til 	
CO	2-gass	, og denne må sendes tilbake til kompressorens fjerde trinn for rekomprimering.	 	
3.3	 	Oversikt over utslippskilder aktuelle for fangst	 	
Utgangspunktet for hvilke anlegg som er omfattet av denne studien er en oversikt fra Miljødirektoratet 
der 	46	 industrianlegg er listet opp og som kan være aktuelle for karbonfangst. Listen finnes i vedlegg A.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	32	 	
 
 
Tabell 	3.1 	Overs	ikt over 	CO	2-utslipp fordelt på industriaktivitet og antall anlegg	 (2017)	 	
Industriaktivitet	 	Sum CO2	-utslipp 	 	
(1000 tonn)	 	
Antall anlegg	 	
Metallurgisk industri	 	5 595 	 	22 	 	
Olje	- og gassvirksom-	
het på land	 	
5 049	 	6 	
Mineralsk industri, 
unntatt 	pukkverk	 	
2 149 	 	6 	
Avfallsforbrenning	 	926 	 	5 	
Kjemisk industri	 	894 	 	4 	
Treforedling	 	614 	 	3 	
Sum	 	15 	227	 	46 	
Kilde:	 	Miljødirektoratet	 	
Størst 	CO	2-utslipp stammer fra metallurgisk industri, med om lag 5,6 millioner tonn	 (Tabell 	3.1). Innen 	
denne bransjen inngår 22 anlegg. Olje	- og gassvirksomhet på land utgjør den nest største bransjen i 	
oversikten og innehar de største utslippskildene. 	Til sammen omfatter studien om lag 15 millioner tonn 	
CO	2, tilsvarende om lag 30 	% av Norges samlede utslipp.	 	
Tabell 	3.2 viser anleggene i denne analysen med 	høyest	 utslipp	. Tabellen viser at det er fire	-fem anlegg 	
som peker seg ut med høye utslipp. 	17 av 	46	 anlegg har over 300	 000 tonn utslipp per år	. De fleste 	
anleggene som analyseres har mindre en	n dette	.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	33	 	
 
 
Tabell 	3.2 	Anlegg med årlige utslipp over 300.000 tonn per år	 	
Industrianlegg	 	Sum CO2	-utslipp 	 	
(1000 tonn)	 	
Equinor avd. Mongstad raffineri	 	 	 	2 356 	 	
Gassco Kårstø	 	 	 	1 212 	 	
Hammerfest LNG	 	 	 	1 013 	 	
Norcem Brevik	 	 	 	878 	 	
Hydro Aluminium, Sunndal	 	 	660 	 	
Yara Norge, Yara Porsgrunn	 	 	 	565 	 	
Elkem Salten	 	 	476 	 	
NORETYL AS	 	 	 	432 	 	
Alcoa Mosjøen	 	 	 	415 	 	
Norcem Kjøpsvik	 	 	 	401 	 	
Fortum Oslo Varme AS	 	 	385 	 	
Hydro Aluminium, Karmøy	 	 	336 	 	
Esso Norge, Slagentangen	 	 	331 	 	
ERAMET NORWAY AS, Sauda	 	 	320 	 	
Elkem Bremanger	 	 	319 	 	
Equinor, Tjeldbergodden 	Metanolfabrikk	 	 	 	314 	 	
Hydro Aluminium, Årdal Metallverk	 	 	300 	 	
Sum	 	10 713	 	
Kilde:	Miljødirektoratet 	 	
3.4	 	Investeringskostnader og driftskostnader i fangstanleggene	 	
Metoden bak modellberegningene som kostnadsestimeringen baseres på er beskrevet i avsnitt 	3.2	. 	
Det er utarbeidet kostnadsanslag for alle 	46	 anlegg	ene	. Alle anleggenes	 kostnader finnes 	i vedlegg 	B til 	
rapporten. 	Tabell 	3.3 viser årlige driftskostnader og investeringer i fangstanlegg for n	-te anlegg i sitt slag 	
for	 de 1	9 anleg	gene i analysen	 med investeringskostnad høyere enn 1,5 milliard kroner.

Kostnader ved karb	onfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	34	 	
 
 
Tabell 	3.3 	Årlige driftskostnader og investeringer i fangstanlegg, n	-te anlegg i drift	.. (Mill. 	2019	-	
NOK)	 	
Industrianlegg	 	Investeringer fangstan-	
legg	 	Driftskostnader per år	 	
Equinor avd. Mongstad raffineri	 	6706	 	1020	 	
Hammerfest LNG	 	6169	 	551	 	
Gassco Kårstø	 	4977	 	578	 	
Norcem Brevik	 	2880	 	438	 	
Hydro Aluminium, Sunndal	 	2819	 	384	 	
Elkem Salten	 	2309	 	296	 	
Norcem Kjøpsvik	 	2175	 	235	 	
NORETYL AS	 	2161	 	240	 	
Yara Norge, Yara Porsgrunn	 	2112	 	298	 	
Alcoa Mosjøen	 	2111	 	264	 	
Esso Norge, Slagentangen	 	2079	 	194	 	
Equinor ASA avd.Tjeldbergodden Meta-
nolfabrikk	 	1933	 	178	 	
Elkem Rana AS	 	1749	 	204	 	
Finnfjord	 	1744	 	200	 	
ERAMET NORWAY AS, Sauda	 	1584	 	203	 	
Fortum Oslo Varme AS	 	1556	 	211	 	
Elkem Thamshavn	 	1552	 	186	 	
Wacker Chemicals Norway	 	1526	 	184	 	
Hydro Aluminium, Karmøy	 	1503	 	205	 	
Sum	 	49600	 	6070 	
Kilde: 	Vista Analyse, Sintef	 	
Tabell 	3.3 viser at for 	de største anleggene u	tgjør fangstanlegget alene investeringer på over 	1,5 milliard	 	
kroner 	per stykk, og til dels betydelig mer	, selv for n	-te anlegg	. Ser vi 	Tabell 	3.2 og 	Tabell 	3.3 i sammen-	
heng, ser vi at driftskostnader per enhet fanget 	CO	2 er lavere på de største anlegge	ne enn på de litt 	
mindre.	 Dette skyldes 	i hovedsak at anleggene trenger samme	 bemanning 	og dermed er 	bemanningen 	
størst pr tonn på de mindre anleggen	e.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	35	 	
 
 	
4	 	Transport og lager	 	
I dette kapitle	t gjennomgår vi metoden for beregning av kostnader knyttet til transp	ort og lager.	 	
4.1	 	Johansen	-formasjonen er valgt som permanent lager	 	
For permanent lagring av 	CO	2 er det lagt til grunn at 	CO	2 samles opp på Kollsnes i Hordaland og trans-	
portere	s i rør til 	Johansen	-formasjonen	10. Johansen	-formasjonen	 er en stor vannfylt 	struktur, en såkalt 	
akvifær, der det er plass til betydelig	e mengder 	CO	2. 	
Figur 	4.1 	Kart over 	Johansen	-formasjonen	 	
 	
Kilde:	 	Oljedirektoratet	 	
4.2	 	Oppsamlingspunkt før rørtransport ved Kollsnes	 	
Kollsnes er e	n viktig gassterminal for petroleumsvirksomheten på sokkelen, der blant annet Norges 	
største felt Troll sine volumer prosesseres før 	de 	eksporteres. I dette	 område	t, i Øygarden utenfor Ber-	
gen	, finnes allerede 	betydelig infrastruktur	. Videre er 	beliggenhete	n til 	Kollsnes 	gunstig i	 forhold til 	Jo-	
hansen	-formasjonen	. 	
Det antas at rørledningene for 	CO	2 kan legges uten å komme i konflikt med gassrørledningene fra Troll, 	
Visund 	og Kvitebjørn	, oljerørledningene til Mongstad samt 	eksportrørledningene fra Kollsnes.	 	
 	
10 Oljedir	ektoratet har gjennomført en omfattende kartlegging av mulige lagringslokaliteter på sokkelen. Mer om Johansenfor-	
masjonen finnes for eksempel på 	https://w	ww.npd.no/globalassets/1	-npd/publikasjoner/atlas	-eng/co2	-	
atlas	-north	-sea.pdf

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	36	 	
 
 
Figur 	4.2 	Infrastrukturen ved Trollfeltet	 	
 	
Kilde:	 	Equinor	 	
 
På figuren over sees Kollsnes nederst til høyre. Røde striper viser gassrørledninger 	fra	 feltene i Nord-	
sjøen 	inn til terminalene på land, 	samt eksportrør	. Videre ser 	vi gass og oljerør til og fra 	oljeraffineriet	 	
Mongstad og utskipingshavnen for olje, Sture	terminalen.	 	
Dersom myndighetene 	ønsker	 at det skal etableres flere karbonfangstanlegg i Norge de neste tiårene, 	
bør lagerløsningens kapasitet være designet annerledes enn det som er gunstig for et enkelt fangstpro-
sjekt. Lagerløsning er derfor en separabel beslutning. 	 	
Vår vurdering er at e	t op	psamlingspunkt ved	 Kollsnes kan dimensjoneres til å dekke alle nasjonale ut-	
slippskilder som er omfattet av denne analysen	11. Generelt må d	imensjonering av 	Kollsnesanlegget hen-	
synta at det er betydelig skalafordeler i valg av rørdiameter	. Valgt 	rørdiameter fra Kollsnes til Johansen	-	
formasjonen 	bør 	derfor 	være 	betydelig større enn behovet 	til 	et enkeltanlegg. 	 	
I beregningene er rørkostnadene 	og knutepunkt på Kollsnes 	omgjort til en tariff basert på 	sekvensiell 	
utbygging av alle	 46	 anlegg. 	Kollsnes	 vil bygges i trappetrinn, der anlegget i oppbyggingsperioden vans-	
kelig kan oppnå full kapasitetsutnyttelse i alle tog	 12. 	
Tariffen er beregnet ved at Kollsnes er i drift fra 2024 og at nye tog kommer hvert annet år inntil full 
utnyttelse gjennom at 	CO	2 leveres fra samtlige industrianlegg oppnås i 2040. I opptrappingsperioden er 	
gjennomsnittlig kapasitetsutnyttelse satt til 70	 %, mens kapasitetsutnyttelsen er satt til 100	 % fra 2040. 	
Tariffen er beregnet slik at nåverdien av tariffinntektene er lik nåverdie	n av samle	de investeringer og 	
driftskostnader i rør og knutepunkt over hele analyseperioden. Denne metoden gjør at tariffinntektene 	
 	
11 For Hammerfest LNG synes Kollsnes lite gunstig. Det er mer naturlig å velge formasjoner nær Snøhvitfeltet. Det ligger imid-
lertid utenfor omfanget av denne rapporten å utarbeide 	anslag for flere permanente lagerløsninger.	 	
12 Begrepet tog benyttes om hver parallell utbygging av nye lagertanker på Kollsnes supplert med nye brønner offshore. 	Figur 	
4.3 illustrerer dette. Et tog og et byggetrinn er i denne sammenhengen synonymt. Figuren viser at det er noe ulikt innhold 	
i de enkelte togene. Det må ni parallelle tog til for å romme all 	CO	2 fra de 45 tiltakene som denne analysen omhandler.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	37	 	
 
 
ikke dekker de samlede kostnadene de første årene, men 	sørger for 	at tariffinntektene vil være større 	
enn samlede kostnader 	etter at alle tog er bygget ut	. Sett over analyseperioden og med alle anlegg i 	
drift, er tariffene 	altså 	akkurat høye nok til å dekke nåverdien av driftskostnader og investeringer	. Vår 	
metode er 	ikke ideell, men et 	forenklet anslag som er lett å tolke og som gjør 	de enkelte tiltakene uav-	
hengige av hverandre.	 Skulle man prøvd å beregne en variabel tariff basert på kapasitetsutnyttelse, ville 	
utbyggingsrekkefølge 	plutselig blitt 	kritisk	. Vi har ikke hatt tids	- eller 	ressursmessige	 forutsetninger for 	
å gå inn i dette.	 	
I den bedriftsøkonomiske tariffberegningen er det benyttet 8 prosent avkastning. I tillegg er det lagt på 
merverdiavgift. Antakelig er denne tariffen noe for lav, fordi det ikke er priset inn noen risiko f	or at 	
strømmene som anlegget mottar blir lavere enn antatt. En privat investor vil nok vurdere den risikoen 
som vesentlig. Begge tariffer vil i en lengre periode	, helt til 	utbyggingen av alle	 nye tog er gjennomført, 	
være lavere enn 	de årlige 	kostnadene	. De	t er altså et finansieringsbehov for 	å dekke dette gapet	. 	
Tabell 	4.1 	Tariff 	per tonn 	CO	2 levert for lagring 	for investeringer og drift av knutepunkt samt per-	
manent lager	 	
Tariff	 	Tariff i 	samfunnsøkonomisk	e 	
beregninger	 	
Tariff i bedrifts	-økonomiske 	
beregninger	 	
Tariff for knutepunkt og lager	 	62	 	170	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Figur 	4.3 beskriver hvilke 	tekniske komponenter som må bygges ved hvert nytt tog som bygges ut på 	
Kollsnes	. 	
Figur 	4.3 	Trinnvis utbygging av 	knutepunkt på Kollsnes	 	
 	
Kilde:	 	Sintef	 	
Dimensjonering av Kollsnesanlegget er gjort etter følgende vurderinger:	 	
Figure 	1, Trin	nvis utbygging av 	knutepunkt på Kollsnes

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	38	 	
 
 	
• 	En injeksjonsbrønn for 	CO	2 anslås å ha en kapasitet på 2 millioner tonn 	CO	2 per år	. Hver brønn 	
som koples opp krever et nytt tog på Kollsnes. Ø	kt kaikapasitet er imidlertid kun nødvendig for 	
hvert tredje tog som bygges.	 	
• 	Rørdiameteren tilpasses 20 millioner tonn, det vil si 	alle volumer	 som inngår i denne analysen. 	
Røret har kapasitet til ti tog på Kollsnes	. Ni tog er nødvendig for å dekke b	ehovet	 for 	alle 	46	 	
industrianlegg .	 	
Tekstramme 	4.1 Northern Lights	 	
Northern Lights er et prosjekt som utvikle	s av Shell, Total og Equinor	 med formål	 å utvikle lagerløsning 	
for 	CO	2. Northern Lights tar også utgangspunkt i Kollsnesområdet og 	Smeaheia	-formasjonen. Betydelig 	
dokumentasjon finnes på Internett	 som	 kan supplere våre tekniske 	forutsetninger	. 	
Kapasiteten på Kollsnes	 må 	kunne møte behovet fra alle	 eksportstede	r som skiper 	til Kollsnes. 	Lagrings-	
stedet	 på Johansen	-formasjonen e	r avhengig av en kontinuerlig strøm av 	CO	2 (typisk 250 tonn	 per time	 	
per brønn). For å kunne injiseres må trykket økes til minst 70 bar og temperaturen økes til null grader 	
Celsius. 	Trykkøkningen gjøres ved hjelp av pumper og temperaturøkningen besørges ved hjelp av sjø-	
vann.	 	
Fra 	knutepunktet på Kollsnes	 vil 	CO	2 fraktes i	 rørledning	, og 	rørets dimensjoner 	beregnes ut fra lengde, 	
trykkfall og trykket i lagringsstedet.	 Figur 	4.4 viser teknisk løsning for o	ppvarming 	av 	CO	2 på 	Kollsnes.	 	
Figur 	4.4 	Teknisk skisse av oppvarming av 	CO	2 før injeksjon	 	
 	
Kilde:	 	Sintef	 	
I lagertankene er 	CO	2 flytende med et trykk på 7 bar og med en temperatur på 	– 50	⁰C, Før 	CO	2 kan 	
lagres	, må trykket økes for 	at gassen	 kan holdes i "væskefase" etter at den er 	oppvarmet til 0	⁰C. Mini-	
mum trykk vil være ca. 65 bar. Oppvarmingen til 0	⁰C vil bli gjort ved å nedkjøle sjøvann. For å unngå 	
frysing av sjøvann i varmeveksleren er det installert en 	CO	2 -fordamper med en lukket 	CO	2 -krets på 29

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	39	 	
 
 
bar. 	CO	2 i gassform brukes d	eretter som oppvarmingsmedi	um for	 kald 	CO	2 ved at den kondenseres i 	
varmeveksleren.	 	
CO	2-transport fra 	Kollsnes	 til lager	 i Johansen	-formasjone	n skjer ved hjelp av	 en 18 tommer	s (450	 mm) 	
ledning fra land til injeksjonsstedet. Denne ledningen er antatt å ha 	en kapasitet på 20 millioner tonn 	
CO	2 per	 år. Når behovet passerer dette må det legges en parallell ledning	. Ledningen vil ha en overflate 	
på 70 000 m	2 og vil virke som en stor varmeveksler slik at 	CO	2 antas å samme temperatur som sjøvannet 	
ved ankomst lagringsbrønnen. 	 	
Brønnkostnad	en	 er vurdert til å være 500 MNOK inkludert brønnkomplettering. Brønnen antas å ha en 	
kapasitet på 250 tonn i timen. 	 	
Den største kostnaden ved lagring er boring av brønn	, og 	dermed har kapasiteten til hver brønn stor 	
betydning. Det er oppgitt at hver brønn kan håndtere 1 til 3 millioner 	CO	2 pr år (her er det valgt 2 mil-	
lioner tonn	 CO	2 /år). En annen usikkerhet er om det må bores avlastningsbrønner for å ta ut vann.	 	
Tabell 	4.2 gir en samlet oversikt over metodevalg for kostnadsfastsettelse av alle hovedkomponenter i 	
verdikjeden fra fangst til permanent lager.	 	
Tabell 	4.2 	Oversikt over metoder for kostnadsberegning i tekniske løsninger fra fangst til permanent lager	 	
Anleggsavsnitt	 	Teknisk un-	
derlag	 	
Prisunderlag	 	Metode	 	Kommentarer	 	
Fangstanlegg	 	Justert 	ut-	
styrsliste	 	
Aspen in plant 
Cost estimator	 	
Detaljert fak-	
tormetode	 	
SINTEF tel	-teks pro-	
sess	 	
Flytendegjøringsanlegg	 	Justert ut-
styrsliste	 	
Aspen in plant 
Cost estimator	 	
Detaljert fak-	
tormetode	 	
 	
Mellomlager	 	Beregnet stør-	
relse	 	
Aspen in plant 
Cost 	estimator	 	
Detaljert fak-	
tormetode	 	
 	
Skipstransport	 	Dedikert skip	 	Justert ZEP 	
2010	 	
Eksponentme-	
tode	 	
 	
Behandlingsanlegg 
grunnlagsinvestering	 	
Antatt størrel-	
ser	 	
Enhetspriser	 	Enhetspriser	 	Kun første bygge-	
trinn	 	
Behandlingsanlegg,trykk-
økning og oppvarming	 	
Utstyrsliste	 	Aspen in plant 
Cost estimator	 	
Detaljert fak-	
tormetode	 	
Et nytt byggetrinn pr 	
2 millioner CO2	 	
Rørledning 	 	450 mm	 	Justert ZEP 	
2010	 	
 	Et nytt byggetrinn pr 	
20 millioner CO2	 	
Kilde:	 	Sintef	 	
4.3	 	Skips	transport	 er valgt som transportløsning	 	
For 	de 	fleste 	fangstanleggene	 er skipstransport beste løsning til Kollsnes. 	Skipene antas nybygd med 	
moderne standard. Det betyr at vi antar lave NOx	-utslipp	 og marginale SOx	-utslipp. 	Videre antas at det 	
er landstrøm tilgjengelig ved landligge. 	Investeringer til eventue	lle nye landstrømanlegg inngår ikke i 	
beregningene.	 	
Tilstrekkelig lastekapasitet og frekvens er estimert for alle prosjekter.	 Det er ikke lagt inn redundans i 	
båtkapasiteten. I tidlig fase, med ett enkelt prosjekt, vil det kunne være mer nedetid enn det so	m er

Kostnader ved karbonfangst	 og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	40	 	
 
 
beregnet 	ved	 full kapasitetsutnyttelse	. Det bør imidlertid være uproblematisk å stanse transporten ved 	
uvær etc. og i denne perioden slippe 	CO	2 ut i atmosfæren, slik situasjonen uansett er i dag.	 	
Det er forutsatt i beregningene at det bygges dedikert	e skip til hvert utslippssted. Det er når man kjenner 	
utbygningsrekkefølgene mulig å kombinere skipstransporten med felles 	terminaler	 eller med en sei-	
lingsrute (melkerute) som dekker flere utslippssteder. Det er også mulig å bruke et større skip enn nød-
ven	dig for så å la dette ligge i ro for å motta 	CO	2 direkte fra fangstanlegget inntil tankene er full	e. 	
Ved å beregne seilingstiden med 12 knops hastighet og ved å sette lastetiden og lossetiden til 16 timer 
hver (inkludert havnemanøvrering) kan nødvendig ski	psstørrelse beregnes og derved tankene på land. 	
Det er forutsatt at lasting foregår via slanger.	 	
4.4	 	Vegtransport	 og rørtransport	 kommer også inn	 	
For e	nkelte	 anlegg 	kan	 vegtransport være 	beste transportalternativ. 	For store utslippskilder med rimelig 	
nærhet til Kollsnes er egne rør for transport av 	CO	2 til Kollsnes et relevant alternativ. 	I denne analysen 	
er imidlertid båttransport valgt for alle anlegg	. 	
Det er lagt inn vegtransport fra fangstanlegg og til kai.	 Rør	transport er valgt fra Kollsnes til Johansen	-	
formasjonen.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	41	 	
 
 	
5	 	Sammenstilling av kostnader og 
utslippsreduksjoner	 	
I dette kapitlet	 presenterer vi resultatene av våre analyser. Vi begynner med å presentere samfunns-	
økonomiske prissatte kostnader 	for et n	-te anle	gg, før vi går videre til 	bedriftsøkonomiske kostnader til 	
et n	-te anlegg. 	Dernest 	viser vi en beregning av samfunnsøkonomiske kostnader dersom alle anlegg var 	
det første	, før vi kort drøfter utbyggingsrekkefølge og 	-tempo. Vi avslutter med å gjennomgå ikk	e-pris-	
satte virkninger i den samfunnsøkonomiske analyse	n. 	
5.1	 	Samfunnsøkonomiske tiltakskostnader 	– n-te anlegg	 	
For alle anlegg er tiltakskostnaden beregnet spesifikt for fangst og transport. For mellomlager og per-
manent lager i 	Johansen	-formasjonen er samfunnsøkonomiske tariffer benyttet. En kalkulasjonsrente 	
på 4 prosent reelt er lagt til grunn for beregningene.	 	
En s	amfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurv	e for det n	-te anlegget i drift	 er vist i 	Figur 	5.1. Figuren viser 	
at analysens største industrianlegg, Mongstad, er det anlegget som gir lavest samfunnsøkonomisk til-
takskostnad på om lag 3	70 kroner per tonn 	CO	2. Deretter følger Norcem Brevik før	 et annet stort anlegg, 	
Kårstø. Blant anleggene med lavest tiltakskostnad finnes de store utslippskildene samt flere avfallsener-
gianlegg. 	Ifølge analysen har alle anlegg tiltakskostnader under 1000 kroner per tonn 	CO	2.13 14 	
. 	
 	
13 Disse anslagene er gjennomgående betydelig lavere enn man har funnet i tidligere analyser, for 	eksempel Miljødirektoratet 	
(2010, 2015). Prosjektets omfang har ikke tillatt en omfattende sammenlikning med tidligere analyser, men en viktig årsak 
er at man ha	r skiftet metode. 	Med b	eregningsmetode	n som har vært benyttet i tidligere års analyser	, starter tilsvarende 	
tiltakskostnadskurve på	 om lag 800	 kroner per tonn 	CO	2, stigende til om lag 1300 kroner per tonn 	CO	2. 	
14 Vi legger også merke til at investeringskost	nadene oppgitt i 	Tabell 	3.3, som er utgangspunktet for kostnadskurven i 	Tabell 	
5.1, er en del lavere enn for sammenliknbare anlegg i Atkins og Oslo Economics (2016, 2018), men her er det meget viktig 	
å minne om at våre anslag gjelder n	-te anlegg. I Atkins og Oslo Economics (2016, 2018) dreier det seg om første anlegg.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	42	 	
 
 
Figur 	5.1 	Samfunnsøkonomisk tiltakskost	nadskurve for n	-te prosjekt i sitt slag	 (NOK/tonn 	CO	2) 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Kostnadsvirkninger som 	kan være beregnet for lavt eller for høyt	 	
Tidligere i rapporten har vi 	omtalt tekniske forutsetninger og valg som	 har kostnadskonsekvens	. Det er 	
nyttig å gjenta dette i forbindelse med 	estimatene.	 	
Følgende forutsetninger kan	 bidra til at de presenterte 	kostnadene	 er lavere enn 	realitetene	 	
• 	Tomtekostnader	 ikke inkludert	. Både på utbygde industriområder og på områder med stor alterna-	
tivverdi	, for eksempel til boligformål, 	kan tomtekostnadene være betydelige 	 	
• 	Finansielle kostnader som r	enter i byggetiden	 (bedriftsøkonomisk vurdering) samt forsikringer 	
(begge	) 	
• 	Offentlig virkemiddelbruk og finansieringsform inngår ikke i analysen. Dette påvirker blant annet 
skattekostnad	, som derfor ikke inngår i estimatene	 	
• 	Det er a	ntatt at førti års levetid er en mulig planleggin	gshorisont og levetid for alle anleggene	. Det 	
innebærer blant annet at alle industrianleggene antas å 	leve	 så lenge.	 	
• 	Realp	risstigning frem til oppstart	 	
• 	Oppstart	skostnader og opplæring av operatører	 	
• 	Første oppfylling	 av aminer og andre kjemikalier	 	
• 	Antatt at 	90% gjenvinningsgrad	 er mulig	 for alle anlegg	 	
• 	Ingen 	redundans	/sikkerhetsmargin i transport og 	intet tap av CO	2 ved 	stopp og nedetid	 (f.eks. ma-	
skinfeil på båt	 eller problemer med injeksjon i reservoaret	)

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	43	 	
 
 
• 	Selvkost	tariffen ved lagringsanlegget baserer seg på mange år med underskudd i denne kompo-	
nenten	 og	 det er et spørsmål om den 	beregnede kompensasjonen de s	iste årene 	(og dermed gjen-	
nomsnittet) 	er tilstrekkelig høy	 	
• 	Kostnader ved eventuelle nye landstrømanlegg ikke inkludert	 	
• 	Det er forutsatt fire år fra beslutning til 	drift. 	 I KLIF, OD, NVE, Ptil (2010) 	ble 	en ledetid på 	7-10	 år 	
lagt til grunn	 for de første anleggene	. Dette påvirker 	de	rsom investeringsperioden blir lengre. 	Det 	
samlede potensialet for utslippskutt innen 2050	 reduseres	. 	
Følgende forutsetning	er kan 	overdrive kostnadene 	sammenliknet med realitetene	 	
• 	Ingen «drahjelp» for lagringsanlegget	s enhetskostnad	 fra lagring av utenlandske 	utslipp	 	
• 	Skipst	ransport til Kollsnes fra alle fangstanlegg, også f.eks. Finnmark	 	
• 	Ingen samordning av 	transport fra 	utslipps	kilder som ligger geograf	isk samlet, for eksempel i Gren-	
land.	 	
• 	Verdikjeder for overskuddsvarme fra fangstanleggene kan gi merverdi	 (men for forbrenningsanleg-	
gene 	gjelder 	det motsatte)	 	
• 	Forutsetningen om gassdrevne energiverk med egne utslipp	 kan slå ut 	både positivt og neg	ativt på 	
enhetskostnadene	 	
• 	Det er sett bort fra mulig lønnsom bruk av fanget 	CO	2. Trykkstøtte i petroleumsnæringen er 	en slik 	
mulighet	 	
Innenfor prosjektets rammer er det vanskelig for oss å 	anslå om nettovirkningene av disse momentene 	
er positiv eller negativ. Vi vu	rderer at 	de fleste av 	momentene er små i forhold til helheten, men at 	
enkelte momenter kan bety 	en del for enkeltanlegg. Det gjelder for eksempel 	anleggenes realistiske 	
levetid, 	tomtekostnader og reiseavstand til Kollsnes. 	I avsnitt	 5.6	 belyser vi følsomheten av kostnadses-	
timatene overfor 	forutsetninger.	 	
Fordeling av kostnader 	på komponenter	 	
Figur 	5.2 indikerer hvordan de samfunnsøkonomiske tiltakskostnadene fordeler seg på investeringer i 	
fangstanlegg	 og transportløsning (dvs skip)	, drift av fangstanlegg samt transport til lager	, og tariff	kost-	
nader ved lagerløsningen. På grunn av den lange levetiden på 40 år, dominerer driftskostnader 	(neddis-	
kontert) 	de samlede kostnadene ved prosjektene. Kostnadsfordelingen endrer seg lite mellom de ulike 	
tiltakene. 	 	
Lagerkostnadene	 betyr 	generelt 	7-8 pros	ent	, men 	relativt 	me	r for de største prosjektene.	 7-8 prosent 	
er 	i samme størrelsesorden som tidligere studier har funnet.	15 	
 	
15 Se for eksempe	l oppsummeringen i Vennemo m.fl. (2014).

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	44	 	
 
 
Figur 	5.2 	Fordeling mellom kostnadstyper i samfunnsøkonomiske tiltakskostnader	 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
5.2	 	Bedriftsøkonomiske 	merkostnader	– n-te anlegg 	 	
For alle anlegg er tiltakskostnaden beregnet spesifikt for fangst og transport. For mellomlager og per-
manent lager i Johansen	-formasjonen er 	bedriftsøkonomiske tariffer	 benyttet.	 En privat	 aktør vil typisk 	
være mer risikoavers enn Staten. Dette tas hensyn til ved at avkastningskravet er høyere, i denne ana-
lysen satt til 8	 %. 	 	
For en bedrift som investerer	 i karbonfangst og 	-lagring vil 	en viktig forretningsdriver være prisen på 	
eventuelle k	voter	, CO	2-avgifter	 og andre virkemidler	 som danner en pris på 	CO	2. Dette gjør at 	CO	2-	
reduksjonens verdi blir en del av det økonomiske regnestykket. 	Bedriften diskontere	r denne verdien	 på 	
lik linje med andre kostnader og inntekter	. Fremstillinger	 som skal gi et bilde av den bedriftsøkonomiske 	
tilpasningen bør 	ta hensyn 	til denne effekten	, derfor 	er neddiskonterte kontantstrømmer 	knyttet til 	CO	2-	
utslippsreduksjonene	 benyttet for de bedri	ftsøkonomiske vurderingene	. Mer	kostnadskurven kan leses 	
som den 	CO	2-prisen som gjør tiltaket lønnsomt for 	en privat aktør.	 	
Figur 	5.3 viser 	bedriftsøkonomisk 	mer	kostnadskurve	 regnet på denne måten,	 for det n	-te prosjektet i 	
sitt slag. Prosjektene	s rangering endres i den bedriftsøkonomiske analysen.	 Mongstad er fortsatt det 	
rimeligste tiltaket. Den bedriftsøkonomiske 	mer	kostnaden er estimert om lag 1300 kroner per tonn	16. 	
Den bedriftsøkonomiske analysen er noe mer sensitiv for høye 	investerings	kostnader og derfor kommer 	
avfallsanleggene relativt sett bedre ut. Disse anleggene e	r antatt å ikke trenge nytt energiverk. Dermed 	
spares kostnader ved utbygging sammenliknet med de andre tiltakene.	 	
 	
16 Det sammenliknbare tallet fra den samfunnsøkonomiske analysen er altså om lag 800 kroner per tonn siden vi på den be-
driftsøkonomiske siden bruker 	neddiskonterte 	kontantstrømmer tilknyttet utslippsbesparelsene	.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	45	 	
 
 
Figur 	5.3 	Bedriftsøkonomisk	e merkostnader	 for n	-te prosjekt i sitt slag	 (NOK/tonn 	CO	2) 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
5.3	 	Samfunnsøkonomiske tiltakskostnader for første anlegg	 	
Modellberegningene er gjort for n	-te anlegg i sitt slag. 	Sintef har arbeidet med lærekurver innen kar-	
bonfangst og 	-lagring i en årrekke. Merkostnadene ved første 	fangst	anlegg i sit	t slag er satt	 til 65 %	 av 	
investeringskostnaden	, mens det ikke er antatt læringseffekt i 	drift av fangstanlegget eller i 	transport 	
og lagring	. 	
Figur 	5.4 viser 	den samf	unnsøkonomiske tiltakskostnadskurven 	for første prosjekt i sitt slag. 	Tiltaksko-	
standen ligger 	ifølge beregningene	 14 % til 22 % høyere	 enn anslagene for n	-te anlegg i sitt slag	. Det er 	
denne tiltakskostnadskurven som ligger til grunn for utbygginger som be	sluttes i dag.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lag	ring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	46	 	
 
 
Figur 	5.4 	Samfunnsøkonomisk tiltakskostnadskurve for første prosjekt i sitt slag	 (NOK/tonn 	CO	2) 
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
 	
5.4	 	Vurderinger rundt u	tbyggingstempo	 	
Når kostnader beregnes 	for 	n-te anlegg 	spiller det ingen rolle for 	de udiskonterte 	kostnadene hvilket 	
utbyggingstempo man velger.	 Hvis man vil t	a hensyn til lær	ingseffekter	, spiller både 	utbyggingstempo	 	
og 	-omfang en rolle.	 Alt annet lik	t er det grunn til å 	for	vente at	: 	
• 	Lavere utbyggingstempo	 gir større læringseffekt 	per anlegg 	(pga lengre driftstid 	på 	de første anleg-	
gene, 	og pga 	generell teknologisk fremgang)	 	
• 	Større utbyggingsomfang gir større læringseffekt	 (pga større erfaringsmateriale).	 	
Det kan forøvrig argumenteres for at 	for	 lavt utbyggingstempo er ugunstig fordi det da blir mindre kon-	
kurranse og mindre horisontal læring blant 	leverandører og underleverandører. Kanskje finnes det et 	
optimalt utbyggingst	empo med tanke på kostnader	? Det er også viktig å unngå 	pauser mellom utbyg-	
ginger som gjør at prosjektorganisasjoner må bygges opp og ned, og kompetanse forsvinner ut mellom 
utbygginger. 	 	
Dersom 	CO	2-prisen	 er økende, som mange argumenterer for at den vil v	ære, har man et økonomisk 	
argument for moderat utbyggingstempo	. Et for høyt utbyggingstempo vil dessuten sprenge	 kapasiteten 	
i denne delen av bygg	- og anleggsmarkedet. 	På den annen side er det viktig å ha alle anlegg i drift i 	tide	 	
før 2050.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	47	 	
 
 
Enkelte av an	leggene i analysen kan, når vi tar hensyn til 	kommersielle forhold, være uegnet for utbyg-	
ging av karbonfangst og 	-lagring. På samme måte kan fremtiden gi ny kommersiell virksomhet i Norge 	
som blir utslippskilder der fangst og lagring kan være relevant.	 	
I tariffberegninge	ne	 er det lagt til grunn at Kollsnes er ferdig bygget ut i 2040. Etter at anlegget settes i 	
drift i 2024 er det antatt et nytt tog ferdigstilt hvert annet år.	 	
5.5	 	Ikke	-prissatte 	virkninger	 i den 	samfunnsøkonomisk	e analyse	n 	
Gjennomgangen tidligere i rapporten har avslørt en hel del konsekvenser som ikke er prissatt i den sam-
funnsøkonomiske analysen. De bør 	behandles som ikke	-prissatte virkninger. 	Det gjelder	 	
• 	Konsekvenser av u	tslipp til luft	 	
• 	Konsekvenser for sikkerhet og helse	 	
• 	Lærevirkninger av tidlige anlegg på senere anlegg	 	
• 	Ringvirkninger, sysselsettingsvirkninger og lærevirkninger 	av generell interesse	 for 	et grønt skifte	 	
• 	Skattefinansieringskostnad	 	
I avsnitt 	5.1	 har vi pekt på kostnad	sposter	 som 	av ulike grunner 	ikke er tatt med eller som kan være 	
over	- eller undervurdert. 	Den samlede 	kostnadsvirkningen av disse 	postene er 	vanskelig å anslå	. 	
Vi vurderer prissatte virkninger på vanlig måte, det vil si som en samlet vurdering av 	konsekvens	 basert 	
på selvstendige vurderinger av 	omfang	 og 	betydning/verdi	. Noe forenklet kan konsekvens tolkes som 	
produktet av omfang og konsekvens. 	 	
5.5.1	 	Konsekvenser 	av u	tslipp til luft	 	
Utslipp til luft 	av lokale komponenter	 kan oppstå i transport	 og 	i energiverket	 (NO	x SO	x og partikler)	 og 	
i fangstanlegget (aminer). 	Det 	antas gjennomgående beste tilgjengelige miljøteknologi. Det betyr at ski	p 	
antas nybygd med 	moderne standard, og landstrøm er tilgjengelig ved landligge. Energiverke	ne antas 	
nybygd med beste tilgjengelige renseteknologi. Det antas 	ellers	 også at 	avgassen fra industrianlegget er 	
renset før den går inn i fangstanlegget. Dette er 	en avgass og en uts	lippskilde som er uavhengig av 	
fangstprosessen, men vi nevner det likevel 	her. 	 	
Karbonfangst kan medføre utslipp av aminer	, som har en lokal	t giftig effekt. 	I modelleringen av fangst-	
anlegget er det lagt inn en felle for å unngå at aminer lekker fra prosess	en. Det er derfor ikke lagt inn 	
fare for personskade eller behov for påfyll av aminer i fangstanlegget.	 	
Samlet vurderer vi at 	utslipp til luft har moderat til høy betydning, men lite omfang og liten 	negativ 	
konsekvens (	-). 	
Andre miljøvirkninger enn utslipp	 til luft vurderes å være ubetydelige	 sammenliknet med investeringe-	
nes omfang	. 	
5.5.2	 	Konsekvenser for sikkerhet og helse	 	
Alle industriprosesser medfører risiko og må i videre planlegging vurderes for å kartlegge risikofaktorer 
og avbøtende tiltak. Det store bildet er at 	CO	2 er en ikke	-giftig gass og ved driftsavvik kan 	CO	2 slippes ut

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	48	 	
 
 
på samme måte som i dag. Ved lekkasjer i trykksatte rør og tanker vil det imidlertid være helsemessig 
risiko. 	CO	2-gassen eller væsken vil være svært kald og det kan tenkes kvelningsfare i tillegg til frostskade 	
for personer. 	CO	2 vil ved plutselig trykkfall	 raskt kunne gå over i fast form. 	CO	2 i fast form kalles tørris. 	
Tørris tar mindre plass enn flytende 	CO	2, så faren for sprengningsskader er begrenset. Det kan imidlertid 	
være tidkrevende å tine anlegg og rør dersom skaden først har skjedd. Det kan derfor 	tenkes at det vil 	
lønne seg å installere avbøtende tiltak for en slik situasjon, for eksempel varmekilder i tanker, koplinger 
og rør. Det må mer detaljerte tekniske studier til for å komme opp med løsninger for dette. En slik 
analyse må inneholde en vurder	ing av frekvensen av denne typen uhell.	 	
Båttransporten vil medføre risiko for skade for sjøfolkene og for andre som ferdes i skipsleden. 	 	
En mer detaljert risikoanalyse av veg	- og båttransport vil kunne identifisere at uvær medfører noen 	
dager uten drift i	 året. Dette er delvis hensyntatt i analysen ved at vi ikke opererer med 100 % driftstid. 	
Det er ikke gjort egne vurderinger av effekten av flere dagers landligge som følge av uvær. Utgangs-
punktet er at 	CO	2 kan slippes ut i atmosfæren, slik at driftsstans 	i verdikjeden for karbonfangst og 	-	
lagring ikke er en stopper for driften i andre industriprosesser.	 	
Samlet vurderer vi at betydningen av et sikkerhetsbrudd kan være alvorlig, men at forventet omfang er 
så lite at konsekvensen er 	liten	 negativ	 (-) sammenli	knet med 	investeringenes omfang. 	 	
5.5.3	 	Lærevirkninger av 	tidlige anlegg på senere anlegg	 	
Alle nye prosjekter innen 	karbonfangst og 	-lagring	 vil modne teknologien, slik at kostnadene faller langs 	
lærekurven. Dette gjør at 	prosjektene	 har en positiv eksternalitet	. Lærekurven er fallende og helningen 	
er avtakende. Størst 	absolutt	 læreeffekt oppnås for de første 	fangst	anleggene. Den positive eksternali-	
teten tilfaller alle og kan også gi gevinster utenfor Norges grenser.	 	
I våre beregninger er det første fangstanlegget 	65 prosent dyrere 	i investering 	enn det 	n-te. Dette er 	
likevel et usikkert tall	 og kommer an på hvor stor sikkerhetsmargin som legges inn i det første anlegget, 	
jf. avsnitt 	2.3	. Vi 	kan 	uansett	 ikke si hvor 	mye lavere kostnaden 	er ved anlegg nummer to, og etterføl-	
gende anlegg	. Dersom vi som en illustrasjon antar at kostnaden i alle etterfølgende 	fangst	anlegg 	fram 	
til n 	blir 2 prosent lavere	 som følge av 	anlegget, og n inntreffer 	ved la oss si anlegg nummer ti, blir den 	
samlede eksterne virkningen 10	-20 prosent av 	investeringskostnaden	 ved 	fangst	anlegg nummer 	1. 	
De	nne er på sin side 	ca 	1/3 av de samlede kostnadene	, slik at samlet effekt kan utgjøre 3	-6 prosent av 	
den totale kostnaden på første	 anlegg	. På dette grunnlag 	vurderer	 vi at 	lær	evirkningen av tidlige anlegg 	
på senere anlegg 	er av	 lav 	betydning	 regnet per anlegg	, og middels 	betydning	 (++) 	for alle anleggene 	
som avgir læring	. 	
5.5.4	 	Ringvirkninger, sysselsettingseffekter og grønt skifte	 	
Prosjektene vil bygge kunnskap og erfaring med klimavennlig teknologiutvikling og 	de vil 	kunne sette 	
Norge i førersetet i slik teknologiutvikling. Dette kan ha implikasjoner for 	nas	jonal	 og 	global kunnskaps-	
utvikling på bred front	, og gi	 norsk næringsliv 	mulighet til å	 ta del i det grønne skiftet og for å utvikle ny 	
teknologi som kan hjelpe verden med å redusere utslipp av klimagasser. 	 	
Sysselsettingseffekter er ofte sentrale effekter for beslutningstaker, selv om disse ikke inngår i den sam-
funnsøkonomiske lønnsomheten 	av tiltakene. Prosjektene som beregnes vil gi nye arbeidsplasser, di-	
rekte og indirekte. Dette gjelder spesielt i utbyggingsfasen, men også i driftsfasen.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	49	 	
 
 
Samlet vurderer vi a	t effektene 	knyttet til kunnskapsutvikling for et grønt skifte 	har 	stort omfang i 	den 	
betydning at hele verdens næringsliv kan få del i dem. Men 	næringslivet får mange impulser til enhver 	
tid og betydningen av denne 	impulsen, som altså ikke omfatter 	virkninger på senere 	fangstanlegg siden 	
det er et eget punkt, 	er liten. Konsekvensen vur	deres til liten positiv (+). 	 	
5.5.5	 	Betydningen av s	kattefinansieringskostnad	en	 	
Skattefinansieringskostnaden	 skal ifølge R108 	medregnes i samfunnsøkonomiske analyser og 	utgjør 20 	
prosent av 	prosjektets netto finansieringsbehov. I vår sammenheng må netto finansie	ringsbehov 	ta ut-	
gangspunkt i størrelsen på det 	incentivet	 som er nødvendig for	 å motivere bedriftene	 til å investere i 	
fangst og lagring. 	For å regne ut dette, må vi anta en kvot	eprisbane	/CO	2-prisbane	 og la	 incentivet 	utgjøre 	
differansen mellom 	bedriftsøkonomisk kostnad og 	CO	2-prisbanen	. 	
Når vi vel har funnet størrelsen på incentivet, 	kan vi beregne hvor mye penger	 det 	offentlige må tilføre 	
for å 	motivere bedriftene til å bygge fangstanlegg med transport og lagring. 	De	tte gir imidlertid bare 	
først del av svaret	 på spørsmålet om netto finansieringsbehov	. Den bedriftsøkonomiske kostnaden av 	
fangstanlegget inneholder 	mva 	som 	er en inntekt til staten	, og 	innbakt i kostnaden ligger det betydelig	e 	
lønnskostnader som inneholde	r arbeidsgiveravgift og inntektsskatt	 til staten. 	Disse skattevirkningene 	
kommer til fratrekk. Endelig er 	fangstkostnaden en utgift for selskapene, som indirekte 	reduserer deres 	
bedriftss	kattebetaling, mens 	et 	subsidi	ium	 fra staten vil 	antageligvis fremstå	 som en skattbar inntekt. I 	
utgangspunktet kansellerer disse to virkningene hverandre, men 	i en 	detaljert beregning måtte man se 	
nærmere på det. 	 	
Som det fremgår er det en meget komplisert oppgave å regne ut netto finansieringsbehov, og 	den ville 	
sprenge d	enne utredningens ramme. 	Selv om det er komplisert, mener vi likevel 	at 	netto finansierings-	
behov utgjør adskillige milliarder	. Sammenliknet med BNP på den ene siden, og størrelsen på andre 	
tiltak på den andre siden, vurderer vi	 at omfanget er 	middels	. Betydningen vurderes også til middels, og 	
samlet konsekvens er middels negativ (	--). 	
Tabell 	5.1 viser en sammenstilling av de ikke	-prissatte	 konsekvensene	 med en vurdering av omfang og 	
konsekvens. Omfang	, betydning 	og konsekvens 	er vurdert 	langs	 en 	syvd	elt skala (	---, --, -, 0, +, ++	, +++	). 	
 
Tabell 	5.1 	Vurdering av ikke	-prissatte konsekvenser	 	
Virkning	 	Omfang	 	Betydning	 	Konsekvens	 	
Utslipp til luft	 	0/- 	-- 	- 	
Sikkerhet og helse	 	0/- 	--- 	- 	
Lærevirkninger av 	tidlige an-	
legg for senere anlegg	 	
++	 	++	 	++	 	
Ringvirkninger, sysselsetting 
og lærevirkninger for grønt 
skifte	 	
++	 	+ 	+ 	
Skattefinansieringskostnad	 	-- 	-- 	-- 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	50	 	
 
 	
5.6	 	Sensitivitetsanalyse av tiltakskostnad	ene	 	
De forholdene som i størst grad påvirker tiltakskostnadene er	 	
• 	Tiltakenes levetid	 	
• 	CO	2-utslippspro	filen	 	
Dernest kommer forhold knyttet til driften	, som driftskostnader	 og regularitet.	 Tomtekostnader er et 	
annet forhold som kan trekke tiltakskostnaden oppover. Tomtekostnader kan forekomme på to måter	: 	
for det første kan arealet være kostbart å anskaffe	, fo	r eksempel ved at tomteområdet må skaffes i 	
ko	nkurranse med andre interessenter. 	Videre kan behov for regulering og erverv av nødvendig areal 	
være tidkrevende og forlenge utbyggingstiden. Dette kan også være kostbart.	 	
Vi antar	 at det ikke finnes teknologiske show	-stoppere ved noen av anleggene. Videre	 prosjektering kan 	
avdekke 	prosjektspesifikke 	forhold som ikke er mulig å identifisere i en overordnet modellberegning.	 	
Kostnadsestimatene i rapporten er basert på modellanslag justert for enkelte prosjektspesifikke para-
metere. Det kan være sentrale forhol	d knyttet til enkeltprosjekters egnethet som ikke fanges opp av en 	
slik overordnet analyse.	 	
For mellomlager og lagerløsning er estimatene i noen grad blitt sammenliknet med Northern Lights	-	
prosjektet, jf	. tekstramme 4.1. For å hensynta usikkerhet er det fo	r investeringsestimater og driftskost-	
nadsestimater lagt på 20	 % påslag for uforutsette forhold. Dette påslaget må sees i sammenheng med 	
påslag gjennom lærekurven	. 	
For flere av tiltakene vil det kunne finnes bedre design enn det som modelleres her. Eksempe	lvis har vi 	
ikke vurdert alternative lagerløsninger for de fangstanleggene som ligger lengst fra Kollsnes.	 	
Figur 	5.5 viser tiltakskostnad for et 	prosjekt, i dette tilfel	let har vi valgt 	Norcem Brevik. 	Anlegget har en 	
samfunnsøkonomisk tiltakskostnad på 430 kroner per tonn i 	tilfellet der læringseffektene er uttømt	 (n-	
te anlegg)	. Figuren viser at størst effekt har tilfellet der vi kun 	lagrer 80 prosent av fanget 	CO	2. I dette 	
tilfellet stiger tiltakskostnaden til 	om lag 670 kroner. Det er ikke gjort en tilsvarende sensitivitet for 20 % 	
økning i lagret 	CO	2, fordi analysen allerede le	gger til grunn at a	ll CO	2 fanges, innenfor de tekniske be-	
grensninger som er kjent. 	 	
Fordi levetiden er satt til 40 år, utgjør driftskostnadene en betydelig del av 	total	kost	nadene.	 Det så vi 	
også i 	Figur 	5.2. Figur 	5.5 viser konsekvensen av 20 prosents reduksjon og 20 prosents økning i drifts-	
kostnadene	 («opex»)	. En ser at 	driftskostnadene slår kraftigere ut enn investeringskostnadene	 («ca-	
pex»)	. 	
Figuren viser også effekten av at levetiden reduseres 	med 20 prosent til 32 år. 	Tiltakskostnaden stiger 	
med en slik redusert levetid til 500 kroner per tonn.	 Effekten 	av redusert le	vetid er 	mindre enn 	effekten 	
av 	redusert 	CO	2-lagring 	av fanget 	CO	2 fordi en sparer driftskostnader etter 32 års drift.	 	
Fangstanlegg med 85% virkningsgrad er i denne analysen noe rimeligere å bygge og drifte. 	Samtidig 	
reduseres fanget 	CO	2. Disse to virknin	gene går hver sin vei og samlet er tiltakskostnaden for et anlegg 	
med 85 % fangstgrad kun marginalt høyere enn for 	basisberegningen med	 90 % fangstgrad	.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	51	 	
 
 
Figur 	5.5 	Sensitivitetsanalyse 	av 	samfunnsøkonomiske tiltakskostnader	 ved Norcem Brevik	 (+/	- 	
20%)	 	
 	 
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Norcem Brevik er 	altså 	benyttet som eksempel for sensitivitetsanalysen. Det samme bildet er imidlertid 	
representativt	 for alle anlegg i analysen	. 	
5.7	 	Robusthet og langsiktighet	 	
Klimarisikoutvalget, som leverte sin rapport desember 2018, slår fast at risikovurderinger bør ligge til 
grunn for offentlige beslutninger. Risikovurderinger består i vurderinger av tekniske forhold,	 samt en 	
vurdering av tiltakenes robusthet med hensyn til ulike fremtidige utviklingsbaner for karbonkostnad. 	 	
Kostnadseffektive små fangstanlegg der karbon transporteres til lagringssted gir perspektiver om at kar-
bonfangst kan bli relativt vanlig. Storska	la fangst og lagring	 gir imidlertid håp om at større utslippskilder, 	
i Norge og i verden, som for eksempel petrokjemisk industri og gass	- og kullkraftverk kan rense utslip-	
pene. En 	mulig 	joker i dette bildet er omdanning av naturgass til hydrogen, der 	CO	2 tas ut av naturgassen 	
før brenning.	 	
Figur 	5.6, som stammer fra NOU 2018:17 Klimarisikoutvalget, viser at det er en gjensidig sammenheng 	
mellom økonomi og samfunn, klimaendringer samt klimapolitikk og teknologisk utvikling. All økonomisk 
aktivitet har klimavirkninger, det vil si fysisk klimarisiko, som gir opphav til klimapolitikk og teknologiut-
vikling, som så i sin tur virker tilbake på økonomi og samfunn. Det siste medfører overgangsrisiko. Kar-
bonfangst og 	-lagring er en av teknologiene s	om kan være av grunnleggende betydning for om verden 	
når to	-gradersmålet.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i N	orge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	52	 	
 
 
Figur 	5.6: 	Klimarisiko 	– sentrale sammenhenger	 	
 	
Kilde:	 	NOU 2018:17 Klimarisikoutvalget	 	
Karbonfangst og lagring er en 	teknologi som fremstår som robust i møte	t med endringer i overgangen 	
til et lavkarbonsamfunn. Karbonfangst kan knyttes til all virksomhet som har utslipp av 	CO	2. Teknologien 	
er skalerbar opp til store utslippskilder. 	Videre er det stordriftsfordeler som ti	lsier at teknologien kan 	
være mer relevant 	for større prosjekter	. 	
Er vi sikre på at nye CCS	-anlegg vil virke? 	Sintef og Vista Analyse	 vurderer teknologien som å være under 	
modning, og internasjonalt 	finnes erfaringer både med fangst	, transport	 og med lagring	17. Enkeltpro-	
sjekter kan møte tekniske utfordringer, men det er ingen grunn til at ikke	 anlegg for karbonfangst og 	
lagring skal virke. Det er ingen 	kjente 	teknologiske hindre som må fjernes først	. 	
Fangstanleggene er store og kompliserte og n	år et anlegg er bygget vil det vanskelig kunne flyttes. Det 	
betyr at teknologien er avhengig av at utslippskilden består. 	En sentral forutsetning for estimatene er 	
teknisk levetid på 40 år. Industrianleggene driver kommersiell virksomhet i internasjonal k	onkurranse, 	
og det er ingen garantier for at virksomheten driver så lenge. Langsiktighet i virksomheten er et krite-
rium som bør vektlegges i valg av steder der fangst og lagring blir iverksatt.	 Som risikoreduserende tiltak 	
bør man velge utslippskilder med 	forventet langsiktig lønnsom drift. 	I et 	førtiårs	 perspektiv er ikke dette 	
en enkel oppgave. Vi understreker at 	dersom fangstanlegg blir liggende uvirksomme fordi det økono-	
miske grunnlaget for videre drift av industrien som skaper utslippene	 forsvinner	, vi	l prosjektene 	fort 	
fremstå ulønnsomme. 	Det er ikke gjort vurderinger av framtidsutsiktene for industrianleggene som om-	
fattes av denne rapporten.	 	
Karbonfangst 	før	 forbrenning	 er ikke vurdert i denne rapporten, men det	 er en 	fangst	teknologi som kan 	
innebære	 et stort skritt mot nullutslippssamfunnet. Fra naturgass kan 	CO	2 fjernes før forbrenning og 	en 	
sitter igjen med 	hydrogen	. Slike anlegg vil også bli store	 CO	2-fangstanlegg	. Dersom 	trygg infrastruktur 	
kan utvikles som bringer hydrogen til 	konsumentene	 er utslippsreduksjonspotensialet 	av CCS	-løsninger 	
i Norge ikke begrenset til 	dagens 	norske utslipp.	 	
Beregningene i rapporten viser at lagerdelen kan finansieres med forholdsvis lave tariffer	 når man legger 	
til grunn 	hhv. 4 og 8 prosent kalkul	asjonsrente, og selvkostprinsipp	. Norges kontinentalsokkel er godt 	
kartlagt og Oljedirektoratets 	CO	2-atlas viser stort potensial for lagring av 	CO	2. I et lengre perspektiv kan 	
 	
17 Alle prosjektelementene med unntak av 7 bar og 	-500C er i virksomhet rundt i verden.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	53	 	
 
 
kanskje Norge ta imot 	CO	2 fra omkringliggende nasjoner	, noe som kan trek	ke enhet	skostnaden ned	. 	
Omfanget av bruk av teknologien i Norge er 	også av denne grunn	 ikke begrenset av nivået på norske 	
industriutslipp.	 	
Karbonfangst og 	-lagring har 	potensial til å bli en klimateknologi med stor	 betydning og utbredelse. 	Ef-	
fekten av teknologien er spesielt stor internasjonalt. 	Det bør 	etter vår vurdering	 tillegges vekt at 	kar-	
bonfangst og 	-lagring er 	store industriprosjekter der norsk 	petroleumskompetanse	 kan komme til	 nytte. 	
I tillegg kan Norges e	vne til å 	finansiere større prosjekter være et argument for å velge å 	støtte denne 	
teknologien spesielt.	 Varmekraftverket 	Bełchatów	 i Polen er Europas største med årlige 	CO	2-utslipp på 	
om lag 30 millioner tonn 	CO	2. Karbonfangst og lagring på dette 	ene 	anle	gget vil kunne gi utslippsreduk-	
sjoner i størrelsesorden halve Norges utslipp. 	Norge står i særstilling ved at vårt 	elektrisitetsforbruk	 kan 	
produseres med ren vannkraft. Store deler av verden er imidlertid avhengig av kraft som er produsert	 	
ved hjelp av	 fossilt brensel. Karbonfangst og 	-lagring fremstår som en sentral teknologi for at disse lan-	
dene skal kunne bevege seg i retning lavutslippssamfunn.	 	
Norge har naturgitte forutsetninger for 	permanent lagring av 	CO	2. I en fremtid der 	betalingsvilligheten 	
for å redusere 	CO	2-utslipp er høyere i våre naboland, kan denne lagerkapasiteten 	bli	 en viktig del i en 	
verdikjede for permanent lagring av 	CO	2. I et slikt perspektiv kan demonstrasjon av norske lagerløs-	
ninger være viktig også for plan	legging og gjennomføring av fangst i omkringliggende land. 	 	
Fangst av utslipp innenfor eller utenfor klimakvotemarkedet	 	
I denne analysen er det gjort beregninger for 	kvotepliktige 	utslipp og 	utslipp 	utenfor 	kvote	markedet. 	
Karbonfangst av 	CO	2 utenfor kvotem	arkedet vil medføre globale utslippsreduksjoner, mens karbon-	
fangst av kvotepliktig 	CO	2 ikke har en direkte virkning på globale utslipp	, men effekt først gjennom 	even-	
tuelle 	innstramminger av kvotetaket, markedsstabiliseringsmekanismer og sletting av oversku	dskvoter	. 	
En foreløpig anbefaling, uten at det har vært rom for å an	alysere dette i detalj, er å ikke 	først og fremst 	
fokusere på om utslippene er kvotepliktige eller ikke.	 Karbonfangst og 	-lagring har 	stordriftsfordeler	 som 	
tilsier at en bør fokusere på d	e store utslippskildene. 	Læringseffekt	, gjennomføringsevne samt vurde-	
ringer rundt 	utslippskildenes levetid bør være viktigere valgkriterier.	 	
Potensialet for karbonfangst og lagring er så stort 	i verden 	at realiseringen av slike prosjekter legger 	
grunnlaget for fremtidige utslippskutt både innenfor og utenfor Europa.	 Dermed er teknologiutviklings-	
perspektivet viktigst.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	54	 	
 
 
Referanser	 	
Atkins og Oslo Economics (2016). 	Kvalitetssikring (KS1) av KVU om demonstrasjon av fullskala fangst, 	
transport og lagring av CO2	. Rapport D	014	a. 	
Atkins og Oslo Economics (2018). 	Kvalitetssikring (KS2) av demonstrasjon av fullskala fangst, transport 	
og lagring av CO2.	 Rapport fase 1 og 2. Rapport 	D050b. 	 	
KLIF, OD, NVE, Ptil	 (2010).	 Klimakur 2020	. Fangst, transport og lagring av CO	2. Oljedirektoratet, Stav-	
anger	. 	
Miljødirektoratet (2010). 	Klimakur 2020. Tiltak og virkemidler for å nå norske klimamål mot 2020	. Mil-	
jødirektoratet	, Oslo.	 	
Miljødirektoratet (2015). 	Klimatiltak og utslippsbaner mot 2030. 	Kunnskapsgrunnlag for lavutslippsut-	
vikling	. Rapport M	-386, Miljødirektoratet, Oslo.	 	
Miljødirektoratet (2019). 	Metodikk for tiltaksanalyser 	– Oppdatert versjon 2019	. M-1084 	– oppdatert 	
versjon	 – april 2019. 	 	
NVE (2018). 	Kraftmarkedsanalyse 2018 	– 2030.	 Rapport 84/2018. Norges vassdrags	- og energidirekto-	
rat, Oslo.	 	
Vennemo, H., J. He, S. Li (2014). 	Macroeconomic impacts of carbon capture and storage in China. 	Envi-	
ronmental and Resource Economics	, 59: 455	-477.

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	55	 	
 
 
Vedlegg	 	
A	 	Oversikt over industrianlegg 	der 	
fangst kan være relevant	 	
Org.nr.	 	Anleggsnavn	 	Aktivitet	 	Kvote
-plik-
tig	 	
Totale 
CO	2-	
utslipp 	 	
(1000 
tonn)	 	
Bio 
CO	2 	
(1000 
tonn)	 	
97315242
4 	
Equinor avd. Mongstad raffineri	 	Olje	- 	og gassvirk-	
somhet på land	 	
JA 	2 356	 	0 	
99322239
9 	
Gassco Kårstø	 	Olje	- 	og 	gassvirk-	
somhet på land	 	
JA 	1 212	 	0 	
89324709
2 	
Hammerfest LNG	 	Olje	- 	og gassvirk-	
somhet på land	 	
JA 	1 013	 	0 	
97430546
1 	
Norcem Brevik	 	Mineralsk industri, 
unntatt pukkverk	 	
JA 	878	 	95	 	
97310806
9 	
Hydro Aluminium, Sunndal	 	Metallurgisk industri	 	JA 	660	 	0 	
97410016
9 	
Yara Norge, Yara Porsgrunn	 	Mineralsk industri, 
unntatt pukkverk	 	
JA 	565	 	0 	
97309536
6 	
Elkem Salten	 	Metallurgisk industri	 	JA 	476	 	152	 	
97510815
5 	
NORETYL AS	 	Kjemisk industri	 	JA 	432	 	0 	
97318464
4 	
Alcoa Mosjøen	 	Metallurgisk industri	 	JA 	415	 	0 	
97314290
9 	
Norcem Kjøpsvik	 	Mineralsk industri, 
unntatt pukkverk	 	
JA 	401	 	14	 	
97959483
6 	
Fortum Oslo Varme AS	 	Avfallsforbrenning	 	NEI	 	385	 	200	 	
87428507
2 	
Hydro Aluminium, Karmøy	 	Metallurgisk industri	 	JA 	336	 	0

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	56	 	
 
 
97310286
9 	
Esso Norge, Slagentangen	 	Olje	- 	og 	gassvirk-	
somhet på land	 	
JA 	331	 	0 	
97407793
0 	
ERAMET NORWAY AS, Sauda	 	Metallurgisk industri	 	JA 	320	 	0 	
97309533
1 	
Elkem Bremanger	 	Metallurgisk industri	 	JA 	319	 	74	 	
98152440
3 	
Equinor ASA avd.Tjeldbergodden 
Metanolfabrikk	 	
Kjemisk industri	 	JA 	314	 	0 	
97482509
0 	
Hydro Aluminium, Årdal Metall-
verk	 	
Metallurgisk industri	 	JA 	300	 	0 	
97217102
6 	
Elkem Rana AS	 	Metallurgisk industri	 	JA 	298	 	17	 	
97168656
1 	
Finnfjord	 	Metallurgisk industri	 	JA 	284	 	15	 	
97307678
7 	
Elkem Thamshavn	 	Metallurgisk industri	 	JA 	277	 	64	 	
87317570
2 	
Wacker Chemicals Norway	 	Metallurgisk industri	 	JA 	274	 	26	 	
87200281
2 	
TiZir Titanium & Iron AS	 	Metallurgisk industri	 	JA 	261	 	0 	
97428659
9 	
Borregaard AS (spesialcellulose, 
forbrenning og bioetanol)	 	
Treforedling/for-
brennign	 	
JA 	233	 	119	 	
97412000
3 	
Eramet Norway Kvinesdal	 	Metallurgisk industri	 	JA 	228	 	0 	
98584302
3 	
BIR Avfallsenergi AS	 	Avfallsforbrenning	 	NEI	 	216	 	144	 	
97318160
2 	
Norske Skog Skogn	 	Treforedling	 	JA 	203	 	194	 	
97309535
8 	
Eramet Norway AS, Porsgrunn	 	Metallurgisk industri	 	JA 	185	 	0 	
97307067
3 	
Norske Skog Saugbrugs	 	Treforedling	 	JA 	178	 	177	 	
97316701
4 	
ELKEM ASA AVD BJØLVEFOSSEN	 	Metallurgisk industri	 	JA 	174	 	20

Kostna	der ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	57	 	
 
 
98718195
8 	
NorFraKalk	 	Mineralsk industri, 
unntatt pukkverk	 	
JA 	167	 	0 	
97411401
1 	
Alcoa aluminium, Lista	 	Metallurgisk 	industri	 	JA 	160	 	0 	
97177869
5 	
Sør	-Norge Aluminium	 	Metallurgisk industri	 	JA 	142	 	0 	
97214817
2 	
Ferroglobe Mangan Norge AS	 	Metallurgisk industri	 	JA 	137	 	0 	
87959481
2 	
Haraldrud energigjenvinningsan-
legg	 	
Avfallsforbrenning	 	NEI	 	118	 	71	 	
97710759
8 	
FREVAR KF 	- Forbrenningsanleg-	
get	 	
Avfallsforbrenning	 	JA 	110	 	65	 	
97310805
0 	
Hydro Aluminium, Høyanger	 	Metallurgisk industri	 	JA 	104	 	0 	
97409632
3 	
Celsa Armeringsstål AS	 	Metallurgisk industri	 	JA 	99	 	0 	
98054046
4 	
Statkraft Varme	- avfallsforbren-	
ning	 	
Avfallsforbrenning	 	JA 	97	 	0 	
97501230
1 	
Inovyn Norge AS, klor/VCM 
fabrikken, Rafnes	 	
Kjemisk industri	 	JA 	93	 	0 	
97429658
6 	
Hydro Aluminium, Årdal Karbon	 	Metallurgisk industri	 	JA 	89	 	0 	
97318527
6 	
SMA Mineral AS	 	Mineralsk industri, 
unntatt pukkverk	 	
JA 	80	 	0 	
97310186
2 	
Equinor Stureterminalen	 	Olje	- 	og gassvirk-	
somhet på land	 	
JA 	74	 	0 	
97407540
7 	
Verdalskalk Hylla	 	Mineralsk industri, 
unntatt pukkverk	 	
JA 	59	 	0 	
98676991
9 	
REC SOLAR NORWAY AS AVD 
KRISTIANSAND	 	
Metallurgisk industri	 	NEI	 	58	 	11	 	
87314717
2 	
SAINT 	GOBAIN CERAMIC 	
MATERIALS AS, Lillesand	 	
Kjemisk industri	 	NEI	 	55	 	0

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	58	 	
 
 	
B	 	Tiltakskostnader 	 	
 
 
 	First of a kind	 	 	Nth of a kind	 	 	
Anlegg
 	
Samfunnsøkonomisk tiltaks-	
kostnad
 	
Samfunnsøk. Sammenliknbar 	
med be-	driftsøk
 	
Bedriftsøkonomisk merkost-	
nad
 	
Samfunnsøkonomisk tiltaks-	
kostnad
 	
Samfunnsøk. 
sammenliknbar 	
med be-	driftsøk
 	
Bedriftsøkonomisk merkost-	
nad
 	
Equinor avd. Mongstad 
raffineri	 	
400	 	 900 	 	1 550 	 	 350 	 	 800 	 	1 300 	 	
Norcem Brevik	 	500	 	1 000 	 	1 750 	 	 450 	 	 900 	 	1 450 	 	
Gassco Kårstø	 	500	 	1 050 	 	1 850 	 	 450 	 	 900 	 	1 500 	 	
Fortum Oslo Varme AS	 	550	 	1 100 	 	1 750 	 	 450 	 	 950 	 	1 400 	 	
Yara Norge, Yara Pors-
grunn	 	
500	 	1 100 	 	1 850 	 	 450 	 	 950 	 	1 550 	 	
BIR Avfallsenergi AS	 	550	 	1 100 	 	1 750 	 	 450 	 	 950 	 	1 400 	 	
Hydro Aluminium, 
Sunndal	 	
600	 	1 200 	 	2 050 	 	 500 	 	1 050 	 	1 700 	 	
NORETYL AS	 	600	 	1 250 	 	2 150 	 	 500 	 	1 050 	 	1 750 	 	
Hydro Aluminium, 
Karmøy	 	
600	 	1 250 	 	2 150 	 	 500 	 	1 100 	 	1 750 	 	
Elkem Bremanger	 	600	 	1 300 	 	2 150 	 	 500 	 	1 100 	 	1 750 	 	
Equinor ASA Tjeldberg-
odden	 	
650	 	1 400 	 	2 400 	 	 550 	 	1 150 	 	1 900 	 	
Norcem Kjøpsvik	 	650	 	1 350 	 	2 350 	 	 550 	 	1 150 	 	1 850 	 	
ERAMET NORWAY AS, 
Sauda	 	
650	 	1 350 	 	2 250 	 	 550 	 	1 150 	 	1 850 	 	
Hydro Alu, Årdal Me-
tallverk	 	
650	 	1 350 	 	2 250 	 	 550 	 	1 150 	 	1 800 	 	
Hammerfest LNG	 	650	 	1 400 	 	2 450 	 	 550 	 	1 150 	 	1 900 	 	
Elkem Salten	 	650	 	1 350 	 	2 300 	 	 550 	 	1 150 	 	1 850 	 	
Borregaard AS	 	650	 	1 400 	 	2 350 	 	 550 	 	1 200 	 	1 900 	 	
Alcoa Mosjøen	 	650	 	1 400 	 	2 350 	 	 550 	 	1 200 	 	1 900 	 	
Esso Norge, Slagent-
angen	 	
700	 	1 450 	 	2 500 	 	 550 	 	1 200 	 	1 950 	 	
TiZir Titanium & Iron AS	 	650	 	1 400 	 	2 350 	 	 550 	 	1 200 	 	1 900 	 	
Wacker Chemicals Nor-
way	 	
700	 	1 450 	 	2 450 	 	 600 	 	1 250 	 	1 950 	 	
Elkem Thamshavn	 	700	 	1 450 	 	2 500 	 	 600 	 	1 250 	 	2 000

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	59	 	
 
 
Eramet Norway Kvines-
dal	 	
700	 	1 450 	 	2 450 	 	 600 	 	1 250 	 	1 950 	 	
Norske Skog Skogn	 	700	 	1 500 	 	2 500 	 	 600 	 	1 250 	 	2 000 	 	
Haraldrud energigjen-
vinn	 	
700	 	1 500 	 	2 400 	 	 600 	 	1 300 	 	1 900 	 	
Elkem Rana AS	 	700	 	1 500 	 	2 550 	 	 600 	 	1 300 	 	2 050 	 	
FREVAR KF 	– Forbren-	
ning	 	
700	 	1 500 	 	2 400 	 	 600 	 	1 300 	 	1 900 	 	
NorFraKalk	 	750	 	1 550 	 	2 600 	 	 600 	 	1 300 	 	2 050 	 	
ELKEM ASA avd. Bjølve-
fossen	 	
700	 	1 500 	 	2 550 	 	 600 	 	1 300 	 	2 050 	 	
Norske Skog Saugbrugs	 	700	 	1 500 	 	2 550 	 	 600 	 	1 300 	 	2 050 	 	
Statkraft Varme	- av-	
fallsforb	 	
750	 	1 550 	 	2 450 	 	 650 	 	1 350 	 	1 950 	 	
Finnfjord	 	750	 	1 600 	 	2 700 	 	 650 	 	1 350 	 	2 150 	 	
Sør	-Norge Aluminium	 	750	 	1 600 	 	2 700 	 	 650 	 	1 350 	 	2 150 	 	
Eramet Norway AS, 
Porsgrunn	 	
750	 	1 600 	 	2 700 	 	 650 	 	1 350 	 	2 150 	 	
Alcoa aluminium, Lista	 	750	 	1 600 	 	2 700 	 	 650 	 	1 350 	 	2 150 	 	
Hydro Aluminium, Høy-
anger	 	
850	 	1 800 	 	3 000 	 	 700 	 	1 500 	 	2 350 	 	
Ferroglobe Mangan 
Norge AS	 	
900	 	1 900 	 	3 150 	 	 750 	 	1 600 	 	2 500 	 	
Hydro Aluminium, År-
dal Karbon	 	
900	 	1 900 	 	3 150 	 	 750 	 	1 600 	 	2 500 	 	
Inovyn Norge AS, 
klor/VCM, Rafnes	 	
950	 	2 000 	 	3 350 	 	 750 	 	1 650 	 	2 600 	 	
Gassco AS, Kollsnes 
prosessanlegg	 	
950	 	2 000 	 	3 400 	 	 800 	 	1 650 	 	2 600 	 	
Equinor Sturetermina-
len	 	
1000	 	2 050 	 	3 500 	 	 800 	 	1 700 	 	2 700 	 	
SMA Mineral AS	 	1000	 	2 100 	 	3 550 	 	 850 	 	1 750 	 	2 750 	 	
Celsa Armeringsstål AS	 	1000	 	2 100 	 	3 500 	 	 850 	 	1 750 	 	2 750 	 	
Saint Gobain 	ceramics, 	
Lillesand	 	
1050	 	2 250 	 	3 600 	 	 900 	 	1 900 	 	2 850 	 	
Verdalskalk Hylla	 	1100	 	2 250 	 	3 750 	 	 900 	 	1 900 	 	2 900 	 	
Rec Solar avd. Kristian-
sand	 	
1150	 	2 400 	 	3 950 	 	 950 	 	2 000 	 	3 100

Kostnader ved karbonfangst og 	-lagring i Norge	 	
 
 	
Vista Analyse	 | 2019/32	 	60	 	
 
 
 	
 
 
 	
Vista Analyse AS	 	
Meltzersgate 4	 	
0257 Oslo	 	
 
post@vista	-analyse.no	 	
www.	vista	-analyse.no