8 Utbyggingsplanen for Northern Lights
8.1 Plan for anlegg, utbygging og drift
Figur 8.1 Lokalisering av utnyttingsløyve EL001 med røyrtrasé og trasé for kontrolleidningar.
Kjelde: Northern Lights Plan for utbygging, anlegg og drift Del I – Hoveddokument
8.1.1 Innleiing
Olje- og energidepartementet mottok 30. april 2020 ein samla plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD) for Northern Lights-prosjektet. 6. mai 2020 mottok departementet brev om at rettshavarane har teke ei positiv investeringsavgjerd og at det vert søkt om godkjenning av PUD/PAD. Investeringsavgjerda er teken mellom anna under føresetnad av at Stortinget fattar positiv investeringsavgjerd for heile prosjektet utan kostnadskrevjande vilkår og at statsstøtteavtalen vert ferdigstilt og godkjent.
Northern Lights skal ta imot fanga CO2 som vert frakta på skip og levert til eit mottaksanlegg på land i Øygarden kommune. Der skal CO2 mellomlagrast før den blir pumpa gjennom eit røyr til ein injeksjonsbrønn på havbotnen.
Det undersjøiske reservoaret der CO2 skal lagrast er dekka av utnyttingsløyve 001, som vart tildelt Equinor ASA av Kongen i statsråd 11. januar 2019. Dette er det første løyvet til injeksjon og lagring av CO2 på norsk sokkel som er tildelt etter lagringsforskrifta. Området for løyvet ligg sørvest for Trollfeltet og aust for Osebergfeltet i den nordlege delen av Nordsjøen.
Equinor har inngått ein samarbeidsavtale med A/S Norske Shell (Shell) og Total E&P Norge AS (Total) og det er desse tre selskapa som står bak Northern Lights-prosjektet. Intensjonen er at Equinor, Shell og Total saman skal etablere eit ansvarlig selskap med delt ansvar som skal gjennomføre utbygging og drift av prosjektet. Selskapet er i ei etableringsfase og er meint å få namnet Northern Lights DA. Det er utarbeida ein deltakaravtale mellom dei tre selskapa i prosjektet som regulerer etablering av Northern Lights DA og eigarskap og drift av prosjektet. Olje- og energidepartementet skal godkjenne denne avtalen, jf. lagringsforskrifta § 4-1 sjette ledd.
Equinor er rettshavar og operatør fram til det nye selskapet er formelt etablert. Då vil desse oppgåvene bli søkt overført til Northern Lights DA.
8.1.2 Utbyggingsløysing
Utbyggingsløysinga er samansett av skip for transport av CO2, eit landanlegg for mottak og mellomlagring av CO2, vidare transport i røyr, samt ein injeksjonsbrønn og permanent lagring i eit reservoar på kontinentalsokkelen.
Skip
Skipsløysinga for transport av CO2 er ikkje ein del av PUD/PAD, jf. lagringsforskrifta § 1-6 bokstav i) og t). Løysinga er likevel ein del av totalomfanget til prosjektet og inngår i støtteavtalen med staten. Ho er difor kort omtalt i PUD/PAD.
Det er i utgangspunktet planlagt å bygge to dedikerte tankskip for transport av flytande, nedkjølt CO2. Skipa vil vere eigd av Northern Lights DA. Fangstaktørane skal levere flytande CO2 frå tank ved avtalt kai. Skipa vil vere 130 m lange. Dersom Northern Lights får fleire kundar til lageret, vil det vere behov for å bygge fleire skip.
Landanlegg for mottak og mellomlagring av CO2
Landanlegget vil bli etablert i Naturgassparken i Øygarden kommune. Anlegget vil ha ein kai med lastearmar og utstyr for lossing frå skip, 12 lagertankar for mellomlagring av CO2, prosessystem for oppvarming og trykkauke av CO2 før eksport i røyr, kvalitetskontroll av CO2, bygg for mellom anna elektrisk utstyr og kontrollsystem, eit administrasjonsbygg med kontrollrom, kontor- og besøksfasilitetar og eit bygg for verkstad og lager. Kontrollrommet på landanlegget vil bli nytta i oppstartsperioden, medan det er planlagt å bruke kontrollrom på Stureterminalen for driftsperioden for å redusere driftskostnader og mannskapsbehov.
Kapasiteten i lagertankane er i samsvar med kapasiteten til skipa, slik at dei kan lagre CO2 frå lossing av eitt skip. Kapasiteten vil vere slik at ein kan ha ein kontinuerleg straum av CO2 frå landanlegget til lageret.
Området der landanlegget skal plasserast skal bli sprengt og jamnast ut før bygging. Det er mogleg å utvide landanlegget vidare ved framtidig behov, inkludert ein ekstra kai.
Røyr og anlegg på havbotnen
Det skal bli installert eit 100 km langt røyr frå mottaksanlegget ut til anlegget på havbotnen med tilhøyrande injeksjonsbrønn. Røyret vil bli laga slik at det i framtida er mogleg å etablere eit greinrøyr til alternative lagringslokalitetar i området aust for Troll og for tilknyting av røyr frå industriområdet på Mongstad.
Det er bora ein brønn, Eos, som er planlagt brukt til injeksjonen av CO2. Delar av anlegget på havbotnen vart etablert i samband med boringa av denne brønnen. Kontrollkablar for brønnen vil komme frå Oseberg A-plattforma. Brønnen vil bli styrt og overvaka både frå Oseberg A-plattforma, frå lokalt kontrollrom på landanlegget og frå Stureterminalen. Kontrollromma vil ha ulike oppgåver, men alle vil ha kontinuerleg overvaking av brønnen. Anlegget på havbotnen med kontrollsystem vil vere mogleg å tråle over.
Det vil bli implementert eit system for å kunne avdekke lekkasjar i heile lagringskjeda, frå landanlegget til injeksjonsbrønnen. Det er også utarbeidd ein overordna overvakingsplan for heile prosjektet, som mellom anna skildrar overvaking av undergrunnen. Undergrunnsovervaking vil skje gjennom trykk- og temperaturovervaking i brønnen samt aktiv og passiv seismisk overvaking.
CO2-voluma vil bli injisert i Johansenformasjonen og vil bli lagra der og i Cookformasjonen som ligg over. Over dette igjen vil skifer i den overliggande formasjonen fungere som forseglande takbergart. Data frå Eos-brønnen bekrefta at det var sandstein med høg reservoarkvalitet i reservoaret. Over dette traff brønnen eit 75 m tjukt lag med forseglande skifer med tilstrekkeleg integritet for CO2-injeksjon. Brønnresultata understøttar tidlegare vurderingar av at det med høgt sannsyn kan injiserast dei mengdene CO2 som er del av fase 1 av prosjektet.
8.1.3 Volum, tidslinje og utbyggingsfasar
Det er lagt opp til ei fasa utbygging av Northern Lights. Fase 1 er planlagt med ein kapasitet til å lagre 1,5 mill. tonn CO2 per år. Fase 1 er planlagt ferdigstilt i 2024 og vil ha ein planlagt driftsperiode på 25 år. Anlegget kan då ta imot CO2 frå Norcem og eventuelt Fortum Oslo Varme, til saman om lag 0,8 mill. tonn CO2 per år. Den øvrige lagringskapasiteten vil kunne selgast til andre fangstaktørar. Dersom ein fyller opp heile kapasiteten på 1,5 mill. tonn CO2 per år gjennom heile den planlagte driftsperioden, vil samla mengd lagra CO2 for utbyggingsfase 1 kunne bli 37,5 mill. tonn. Lagringspotensialet i lagerkomplekset er antatt å vere mykje større enn dette. Operatøren vurderer det som sannsynleg å kunne lagre opp mot 100 mill. tonn CO2 innanfor utnyttingsløyvet i ein eventuell fase 2 av prosjektet, men grunna usikkerheit i trykkoppbygging og lite brønndata er det behov for ytterlegare modning. Erfaring med drift i fase 1 vil vere avgjerande for å slå fast kor mykje CO2 ein kan lagre totalt i reservoaret.
Det kan bli aktuelt å bore ein ekstra brønn i løpet av fase 1. Dette vil avhenge av korleis injeksjonen i den første brønnen artar seg og korleis lagra CO2 breier seg i reservoaret. Kostnadsfordeling og kriterier for å utløyse statleg støtte til ein ekstra brønn er regulert i avtalen om tilskot til investering og drift. Ein eventuell ekstra brønn vil krevje ei behandling av myndigheitene etter lagringsforskrifta § 4-5 siste ledd.
Ein mogleg fase 2 av Northern Lights, med utvida behandlings- og lagringskapasitet til 5 mill. tonn CO2 per år er omtalt i planen, men det er ikkje beslutta å gjennomføre fase 2. Myndigheitene tek difor ikkje stilling til denne ved behandling av PUD/PAD for Northern Lights.
8.1.4 Investeringar og økonomi
Rettshavar anslår totale investeringar under utbyggingsplanen til 5 975 mill. 2020-kroner. Estimatet inkluderer ein injeksjonsbrønn. I løpet av fase 1 kan det vere behov for ei tilleggsinvestering i form av ein ekstra brønn, anslått til 1 140 mill. 2020-kroner.
Gjennomsnittlege årlege driftskostnader er anslått til om lag 370 mill. 2020-kroner.
Statens del av investeringar, driftskostnader og eventuelle tilleggsinvesteringar er regulert i tilskotsavtalen, jf. kap. 4.2 og 6.2.
Prosjektet har i dag ingen forventa inntekter. Eventuelle inntekter vil kun kome frå kommersielle kundar med tredjepartsvolum som Northern Lights DA får selt CO2-lagerkapasitet til. Ein eventuell inntektsstraum vil avhenge av når kontraktar vert inngått, mengda CO2 som blir transportert og lagra samt nivå og utforming av tariffen som blir betalt for slike tredjepartsvolum. Ved mottak av CO2 frå andre land, vil det vere naudsynt å inngå ein mellomstatleg avtale, mellom anna om ansvarsdeling i tilfelle CO2-lekkasje, og om ansvar for overvaking av lagringslokaliteten etter at denne er nedstengt, jf. kap 4.3. Prosjektet jobbar aktivt med å marknadsføre lageret for moglege kundar. Eventuelle avtalar om levering kan først bli inngått etter at Stortinget har fatta positiv investeringsavgjerd og tilskotsavtalen er signert.
Rettshavar estimerer noverdien før skatt og utan statens bidrag til -7 941 mill. 2020-kroner, og internrenta til å vere negativ. I estimatet er ikkje den moglege tilleggsinvesteringa i ein ekstra brønn inkludert. Det er heller ikkje inkludert moglege inntekter frå tredjepartsbruk av anlegget.
8.1.5 Nedstenging og disponering
Nedstengings- og fjerningskostnader er estimert til 426 mill. 2020-kroner. Estimatet aukar med 179 mill. kroner dersom det blir naudsynt med ein ekstra brønn.
Nedstenging og disponering av innretningane, inkludert landanlegget, vil bli skildra i ein avslutningsplan for Northern Lights og bli utført i samsvar med gjeldande regelverk på det aktuelle tidspunktet. Endelig plan for etterdrift er planlagt levert samtidig med avslutningsplanen. Utstyr plassert på Oseberg A vil følgje plattforma sin avslutningsplan.
8.1.6 Konsekvensutgreiing
Det er gjennomført konsekvensutgreiing (KU) for prosjektet. Forslag til KU-program vart sendt på offentleg høyring 5. februar 2018 med høyringsfrist 9. april 2018. Som følgje av at lagringslokasjonen vart endra frå Smeaheia til Johansenformasjonen vart eit tillegg til KU-programmet sendt på høyring 17. juli 2018 med frist 11. september 2018. Basert på høringsdokumenta, innkomne høyringsuttalingar og rettshavaren sine kommentarar til desse, fastsette Olje- og energidepartementet utgreiingsprogrammet 13. august 2019.
Rettshavar har, på bakgrunn av det fastsette utgreiingsprogrammet, utarbeida ei KU. Denne vart sendt på høyring 22. oktober 2019 med høyringsfrist 15. januar 2020. Det kom inn 25 uttalingar.
Det er gjennomført ein reguleringsplanprosess med konsekvensutgreiing etter plan- og bygningslova for landanlegget og den delen av røyret som er dekka av verkeområdet til denne lova. Reguleringsplanen vart godkjent av Øygarden og Fedje kommunar i slutten av september 2019.
Under følgjer ei kort skildring av hovudtrekka i KU. Ei oversikt over alle uttalingar med operatørens tilsvar finnest i vedlegg 1.
8.1.6.1 Hovudtrekk i konsekvensutgreiinga
Petroleumsressursane i området lagringa skal skje har svært høg verdi for landet. Det er truleg at CO2 over tid vil bevege seg inn i utvinningsløyvet for Trollfeltet. Det er likevel lite sannsynleg at signifikante volum migrerer dit så lenge Trollfeltet produserer. CO2 vil i så fall vere fanga i formasjoner som ligg djupare og er ikkje venta å komme i kontakt med hydrokarbon i feltet. Det er sett som svært lite sannsynleg at CO2 vil migrere til øvrige felt.
Røyret frå landanlegget til injeksjonsbrønnen vil i stor grad ligge i område med lite fiskeriaktivitet. Der røyret blir liggande i fiskeriintensive område vil den bli spylt ned i havbotnen. Kontrollkablane vil pløyast eller spylast ned i havbotnen langs heile traséen. Anlegget på havbotnen vil vere mogleg å tråle over. Under utbyggings- og installasjonsperioden til sjøs vil det bli etablert ein restriksjons-/tryggleikssone rundt området der det skal installerast røyr og kablar. Rettshavar ser ikkje behov for permanent tryggleikssone rundt anlegget på havbotnen. Lageret vil bli overvaka ved hjelp av seismiske undersøkingar. Det er planlagt å samle inn seismikk rett før oppstart av injeksjon, samt med nokre års mellomrom i driftsperioden.
Området for landanlegget er i dag prega av eksisterande industri- og utbyggingsaktivitet. Rettshavar si vurdering er at den største negative miljøeffekten er knytta til konsekvensar for oppleving og utsikt som følgje av etablering av mottaksanlegg med tankanlegg på land. Som eit avbøtande tiltak vil prosjektet la delar av den ytre delen av terrenget og kystlinja vere urørt, slik at det vert danna ei skjerming mot fjorden.
For øvrige miljø- og kulturrelaterte utgreiingstema er konsekvensane i hovudsak vurdert å vere i kategoriane liten eller inga endring.
For å ta omsyn til tredjeperson og tryggleik under driftsfasen, er det i reguleringsplanen for mottaksanlegget etablert omsynssoner basert på kriterier frå Direktoratet for samfunnstryggleik og beredskap og gjennomførte spreiings- og risikoanalysar.
Utslepp av CO2 og NOx i utbyggings- og anleggsfasen er låge; anslått til høvesvis 0,04 mill. tonn og 0,1 tusen tonn, inkludert boringa av Eos-brønnen. I driftsfasen er årlege utslepp av CO2 anslått til under tusen tonn. Det vil bli søkt om utsleppsløyve etter forureiningslova for alle planlagte, mindre driftsrelaterte utslepp til sjø på vanlig måte.
Det er registrert korallforekomstar langs vestsida av Fedje i eit område som røyrtraséen må krysse. Som eit avbøtande tiltak vil det bli gjennomført ei undersøking av havbotnen i samband med røyrleggingsoperasjonen, og traséjusteringar for å unngå konflikter med stadfesta nærliggande korallrev vil bli vurdert. Påverknaden er vurdert som ubetydeleg.
Utbygging og drift av Northern Lights vil gi aktivitet til norske leverandørar. I anleggsfasen er det berekna ein norsk andel på 57 pst. av investeringane. Dette er estimert å gi ei sysselsettingseffekt på nasjonalt nivå på 2 100 årsverk, inkludert direkte og indirekte effektar. Herunder er den regionale sysselsettingseffekten i anleggsfasen berekna til om lag 250 årsverk. Drifta av anlegga er forventa å medføre ein årleg sysselsettingseffekt på om lag 46 årsverk på nasjonalt nivå, av dette 9 årsverk på regionalt nivå og 18 årsverk på lokalt nivå.
I KU er det inkludert ei oppsummering av avbøtande tiltak som ligg til grunn for prosjektet.
8.2 Vurderingar av plan for anlegg, utbygging og drift
Plan for anlegg, utbygging og drift er sendt frå rettshavar til Olje- og energidepartementet (OED), Arbeids- og sosialdepartementet (ASD) og Klima- og miljødepartementet (KLD) med kopi til Oljedirektoratet (OD), Petroleumstilsynet (Ptil) og Miljødirektoratet, jf. lagringsforskrifta §§ 4-5 og 6-1. Planen er også sendt Justis- og beredskapsdepartementet (JD) sidan Direktoratet for samfunnstryggleik og beredskap (DSB) er tilsynsmyndigheit for store delar av landanlegget.
ASD har lagt saka fram for Ptil som har vurdert PUD/PAD innanfor ansvarsområdet sitt og mot CO2-tryggleiksforskrifta. Under saksbehandlinga har Ptil også hatt dialog med OD og DSB for å avklare mellom anna grensesnitt, totalrisikoanalyse og regelverk.
Ptil anbefalar at søknaden vert godkjent, men trekk fram nokre uavklarte moment i utbygginga som kan påverke tryggleiken. Ptil vil følgje opp dette med rettshavar i planleggings- og gjennomføringsfasen. ASD skriv at dette er forhold som er viktige og som krev vidare oppfølging frå rettshavar. ASD viser vidare til Ptils vurdering og har ingen ytterlegare merknader til saka.
JD har lagt saka fram for DSB. DSB har gitt innspill til rettshavar tidlegare i prosessen om arealdisponeringsplan og skildring av DSBs myndigheitsansvar. DSB finn at dette er følgd opp på ein god måte og at eventuelle andre forhold vil bli følgd opp i samband med behandling av samtykkesøknad for landanlegget som prosjektet planlegg å sende inn til DSB i fjerde kvartal 2020. DSB har ingen ytterlegare kommentarar. JD stiller seg bak DSB si uttaling.
KLD og Miljødirektoratet har ikkje kommentarar til den endelege versjonen av PUD/PAD. Etter forureiningslova § 13 kan forureiningsmyndigheitene fastsette at den som planlegg verksemd som kan medføre store forureiningar skal gjere ein konsekvensanalyse for å klarlegge verknadene forureininga vil få. KLD vurderer at den gjennomførte konsekvensutgreiinga er tilstrekkeleg og at det difor ikkje er behov for ytterlegare konsekvensanalysar etter forureiningslova.
Olje- og energidepartementet har lagt saka fram for Oljedirektoratet (OD). OD har vurdert PUD/PAD innanfor ansvarsområdet sitt etter lagringsforskrifta. Det vil seie nedstraums frå og med lossing til mellomlager.
OD vurderer at det er høgt sannsyn for at ein kan injisere dei CO2-voluma som inngår i fase 1. Takbergartane over det valte reservoaret har svært gode forseglingseigenskapar og risiko for lekkasje til havbotnen er sett på som svært låg. Utbyggingsløysinga bygger i stor grad på kjent teknologi og er godt utgreia. Den valte løysinga ivaretar fleksibilitet til eventuell seinare utviding.
OD har vurdert kostnadene på røyr, anlegg på havbotnen og brønn ved å samanlikne med data frå andre utbyggingsprosjekt på norsk sokkel. Estimata er etter ODs vurdering på nivå med andre prosjekt på sokkelen.
Petroleumsressursane i området har høg verdi. OD antar at CO2 over tid vil bevege seg inn i utvinningsløyvet for Trollfeltet. OD vurderer, som operatøren, at det er lite sannsynleg at signifikante volum migrerer dit så lenge feltet produserer. CO2 vil i så fall vere fanga i formasjonar som ligg djupare og OD antar at CO2 ikkje vil komme i kontakt med hydrokarbon i feltet. OD vurderer det som svært lite sannsynleg at CO2 vil migrere til øvrige felt.
OD påpeikar enkelte manglar i reservoarmodellen som er naudsynt for å kunne etablere ein forsvarleg overvakingsplan, kunne predikere migrasjon av CO2 og beslutte eventuelle avbøtande tiltak i tide. OD anbefalar difor at det vert stilt vilkår om oppdaterte reservoarmodellar. OD anbefalar vidare at det vert etablert ein effektiv informasjons- og samhandlingsplattform mellom selskapa og myndigheitene både i utbyggings- og driftsfasen.
OD anbefalar at utbyggingsplanen vert godkjent.
8.2.1 Departementets vurdering av utbyggingsplanen
Departementet har hatt dialog med rettshavar om prosjektet også før innsendinga av utbyggingsplanen. Formålet med denne dialogen har vore å sikre at den valte løysinga gir god ressursforvalting og at den oppfyller krava myndigheitene stiller.
Departementet viser til merknadene frå ASD, KLD og JD og legg til grunn at utbyggar følgjer opp kommentarane frå Ptil og at DSB sitt innspel blir ivareteke av rettshavar i planleggings- og gjennomføringsfasen.
Departementet viser vidare til ODs vurderingar av PUD/PAD. På grunn av at prosjektet er omfatta av statens ordning for ekstern kvalitetssikring, jf. kap. 5, har ikkje departementet eller OD gjort eigne berekningar av lønsemda i delprosjektet Northern Lights. Ei nærare vurdering av samfunnsøkonomien i prosjektet er gjort i kap. 6. OD har føreslått at det vert stilt vilkår om at det vert utarbeida ein oppdatert geologisk referansemodell og tilhøyrande dynamisk reservoarmodell. OED stiller seg bak dette og vil stille eit slikt vilkår ved ei ev. godkjenning etter Stortinget har behandla denne meldinga og tilhøyrande budsjettkonsekvensar.
Det er ikkje forventa vesentlege miljøpåverknader som følgje av utbygginga. Sjølve utbygginga vil medføre relativt små auker i utslepp til luft, og i driftsfasen vil prosjektet gjere det mogleg å redusere utslepp til luft frå potensielt fleire utsleppskjelder i Noreg og utlandet. Basert på konsekvensutgreiinga, høyringa av denne og rettshavar sine kommentarar til høyringsuttalingane er avbøtande tiltak vurdert å vere akseptable. Det har ikkje kome fram forhold som tilseier at utbyggingsplanen ikkje bør bli godkjent. OED anser utgreiingsplikta som oppfylt. Prinsippa i naturmangfaldlova §§ 8 – 10 er reflektert.
På bakgrunn av omtalen over vurderer Olje- og energidepartementet at utbygging av Northern Lights kan bli godkjent. Prosjektet kan bli gjennomført innanfor akseptable rammer med omsyn til helse, miljø, tryggleik og fiskeriinteresser.