Norges vassdrags- og energidirektorat
Postboks 5091 Majorstua
0301 Oslo

Dato: 16.09.02
Vår ref.: 2001/975- 442

Energianlegg Snøhvit

Vi viser til brev fra NVE datert 24.05.2002 med forespørsel om kommentarer til konsekvensutredningen for energianlegget. Videre viser vi til utslippssøknad fra Statoil datert 17.07.2002.

Energianlegget for Snøhvit LNG er planlagt med fem gassturbiner på dellast (80% i fase 1 og 90% i fase 2). I følge søknaden vil varmebehovet være ca 158 MW per år og kraftbehovet vil være 184 MW i fase 1 og 207 MW i fase 2. Samtlige fem turbiner vil produsere både kraft og varme. Varmebehovet i Snøhvit LNG har økt etter at KU ble ferdigstilt fra 123 MW til 158 MW, og dette innebærer at energikonseptet slik det er presentert i KU er noe forandret bl.a. med virkningsgrader.

Konsekvensutredningen (KU) dekker godt de ulike tekniske løsningene mht. reduksjon av NO_X - og CO₂ -utslipp. Vi har imidlertid enkelte kommentarer til KU som presenteres nedenfor:

1. Tydeligere vurdering av fordeler/ulemper ved fem mindre energienheter kontra færre større enheter

2. BAT (beste tilgjengelige teknikker) for NO_X -utslipp fra gassturbiner og naturgassanlegg

3. Beskrivelse av hvordan møte myndighetenes krav om utarbeidelse av plan for pilotanlegg for gasskraftverk med CO₂ -håndtering

4. Kvoter for CO₂ -utslipp

Ad. 1 Tydeligere vurdering av fordeler/ulemper ved fem mindre energienheter kontra færre større enheter.

Fra KU og søknaden av juli 2002 (brev av 17.07.2002) ser vi at Statoil har bestemt seg for et energikonsept som omfatter fem gassturbiner à 46 MW. Statoil skriver i søknaden under kapittel 5.5.1 "CO₂ -fjerning ved hjelp av røykgassseparasjon" : "Viktige og fordyrende forskjeller mellom Melkøya og et Naturkraft-type anlegg er at Melkøya får 5 separate eksoskilder, mens et Naturkraft-anlegg har 1 eksosstrøm. Deler av CO₂ -fjerningsanlegget kan derfor måtte lages i 5 deler i stedet for 1." Vi forstår Statoil dit hen at å rense utslipp fra fem enheter blir mer kostbart enn om en valgte færre og større enheter. Vi ønsker en utdypning av Statoils vurderinger av fordeler og ulemper med få store enheter kontra flere mindre enheter samt en oppsummering om hvorfor de har valgt flere mindre turbiner.

Ad. 2 BAT (beste tilgjengelige teknikker) for NO_X -utslipp fra gassturbiner og naturgassanlegg

Statoil har i KU oppgitt BAT-utslippsnivået for NOx-utslipp fra gassturbiner til 25 ppm. SFT gjør Statoil oppmerksom på at BAT for gassturbiner også er renseteknologier som for eksempel SCR som kan klare nivåer ned mot 3 - 5 ppm.  I EUs BAT referanse dokument (BREF) for oljeraffinerier og naturgass anlegg (Natural Gas Plant Sectors) angis hvilke utslippsnivåer som er mulig å oppnå ved bruk av ulike teknikker som anses som forenelig med IPPC-direktivets krav om BAT. Det framgår av dette dokumentet at BAT for gassturbiner er bl.a. tørr lav-NOx brenner og SCR, og at det for gassturbiner ved bruk av naturgass er mulig å oppnå BAT-utslippsnivåer ned mot 20 mg/Nm3, dvs 10 ppm NOx ved 15 % O2, og lavere. Dokumentet er veiledende ved fastsettelse av teknikker og utslippsnivåer som skal anses som BAT. Energianlegget for Snøhvit vil også bli vurdert i forhold til Large Combustion Plants BREF som er under utarbeidelse.

Statoil skriver at SCR er vanskelig å etterinstallere. Etter SFTs vurdering er SCR blant teknologiene som er relativt enkelt å etterinstallere når en har tilrettelagt for det bl.a. ved å sette av tilstrekkelig plass. Kostnadene er imidlertid lavere ved å inkludere renseanlegg fra begynnelsen av.

Ad. 3 Beskrivelse av hvordan møte myndighetenes krav om utarbeidelse av plan for pilotanlegg for gasskraftverk med CO₂ -håndtering

I Komiteens tilrådning i "Innstilling fra energi- og miljøkomiteen om utbygging, anlegg og drift av Snøhvit LNG av 28. februar 2002" ber Stortinget Regjeringen "sørge for at Statoil og rettighetshaverne utarbeider en tidsatt plan for å utprøve CO₂ -reduserende teknologier og at Regjeringen kommer tilbake til Stortinget med en orientering om fremdriften, kostnadsoverslag og hvordan et pilotanlegg kan finansieres - i forbindelse med fremleggelse av gassmeldingen." I St.meld. nr. 15 (2001-2002) "Tilleggsmelding til St.meld. nr. 54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk" står det: "Regjeringen vil sørge for at Statoil og rettighetshaverne på Snøhvit utarbeider en tidsatt plan for å utprøve CO₂ -reduserende teknologier. Regjeringen vil komme tilbake til stortinget med en orientering om fremdriften, kostnadsoverslag og hvordan et pilotanlegg kan finansieres."

Statoil har laget en oversikt over ulike CO₂ -reduserende teknologier der to av de tre vurderte alternativer beskrives som uaktuelle. Teknologien som beskrives som aktuell er røykgassrensing av avgassen. Statoil skriver om denne teknologien: "Kostnadene anses som ikke økonomisk forsvarlig sett i relasjon til normale kostnader knyttet til avgiftsnivå og tredjepartstiltak (...). Prosjektet har imidlertid avsatt plass i prosessområdet for en framtidig CO₂ -vaskeprosess når denne, eventuelt andre renseteknologier blir tilgjengelig og økonomisk realiserbare. Etter nåværende områdeplan mangler det plass til adsorpsjonsdelen, som må være nær eksospipene." Angående pilotanlegg på Snøhvit viser Statoil til CCP-samarbeidet ( CO₂ Capturing Project) og skriver at først ved utgangen av 2003 er de i stand til å velge hvilke løsninger som kvalifiserer for test- og demonstrasjonsanlegg og det vil da tas stilling til hvor et slikt anlegg skal bygges.

Det er en mangel ved KU at pilotanlegg for CO₂ -reduserende teknologi for Snøhvit LNG ikke er inkludert. Føringene fra Storting og Regjering, som beskrevet ovenfor, er tydelige og bør følges. Etter SFTs vurdering kan Snøhvit LNG være et egnet utbyggingsprosjekt for pilotanlegg i det infrastruktur for CO₂ -deponering skal etableres for utseparert CO₂ fra naturgassen samt at energianlegget omfatter flere mindre enheter. Vi viser for øvrig til vår høringsuttalelse til rapporten "Gassteknologi, miljø og verdiskapning" der vi skriver at en kan høste verdifull erfaring med å etablere demonstrasjonsanlegg for teknologier som er modne for det i tilknytning til nye utbyggingsprosjekter samtidig som en forsker videre på mindre modne teknologier.

Ad. 4 Kvoter for CO₂ -utslipp

I kapittel 4.2.6 beskrives konsekvensene av et kvotesystem for CO₂ fra 2008. Det er her sett på kvotepriser fra 50- 150 kr pr. tonn CO₂ og hvordan dette endrer økonomien i prosjektet. SFT vil peke på at det arbeides med å utarbeide forslag til et kvotesystem for klimagasser som kan tre i kraft fra 2005, jfr. Stortingsmelding nr. 15 (2001-2002) og behandlingen av denne i Stortinget. Vi vil videre peke på at det er usikkerhet knyttet til prisen på kvoteandeler. Dette er bl.a. nærmere beskrevet i St. meld. 15 (2001-2002). SFT savner en mer helhetlig beskrivelse av totaløkonomien i prosjektet med ulike kvotepriser og ulike teknologivalg.

Med hilsen

Marie Nordby (e.f.)
Avdelingsdirektør

Annicken Hoel
Overingeniør

Kopi til:
Miljøverndepartementet