Statoil
4035 Stavanger

Dato: 23.6.2003
Vår ref: 2002/1169 408/2003-003

Oversendelse av tillatelse til energianlegget i Snøhvit LNG etter forurensningsloven

SFT gir utslippstillatelse for energianlegget i Snøhvit LNG på Melkøya i Hammerfest. Energianlegget er en integrert del av Snøhvit LNG og skal forsyne anlegget med 215 MW kraft og 167 MW varme. Utslippskravene knyttet til de øvrige utslippskildene i Snøhvit LNG vil bli nedfelt i en samlet tillatelse for hele Snøhvit LNG. Statoil får tillatelse til å slippe ut 920.000 tonn CO₂ per år som omsøkt. Statoil søkte om å slippe ut 780 tonn NO_X per år basert på lav NO_X -brenner med 25 ppm i avgassen og får tillatelse til å slippe ut 156 tonn per år som er basert på 5 ppm i avgassen.

Vi viser til Statoils søknad om utslippstillatelse av 27.11.2002 for Snøhvit LNG på Melkøya i Hammerfest kommune.

Statoil anmodet Statens forurensningstilsyn (SFT) om å få ferdigbehandlet den delen av søknaden som omfatter energianlegget innen utgangen av juni 2003. SFT har ferdigstilt den delen av tillatelsen som omfatter energianlegget før resten av tillatelsen for Snøhvit LNG. Den vedlagte tillatelsen omfatter utslippene fra energianlegget.

Utslippskravene knyttet til de øvrige utslippskildene i Snøhvit LNG vil bli nedfelt i en samlet tillatelse for hele Snøhvit LNG. I den samlede utslippstillatelsen vil krav knyttet til støy, beredskap, overvåkingsprogram, rapportering, internkontroll mv. bli regulert.

SFT har besluttet å gi utslippstillatelse på visse vilkår for den delen av søknaden som omfatter energianlegget. Utslippstillatelsen med tilhørende vilkår følger vedlagt dette brev. Tillatelsen er gitt med hjemmel i forurensningsloven § 11 jf § 16.

De komponenter som er antatt å ha størst miljømessig betydning er særskilt regulert i tillatelsens vilkårsdel. Også utslipp som ikke er særskilt regulert gjennom vilkår er omfattet av tillatelsen så langt opplysninger om slike utslipp ble fremlagt i forbindelse med saksbehandlingen eller må anses å ha vært kjent på annen måte da vedtaket ble truffet.

Det understrekes at all forurensning fra bedriften isolert sett er uønsket. Selv om utslipp holdes innenfor fastsatte utslippsgrenser, plikter bedrifter å redusere utslippene så langt dette er mulig uten urimelige kostnader. Det samme gjelder utslipp av komponenter det ikke er satt spesifikke grenser for.

Det kan foretas endringer i denne tillatelsen iht forurensningsloven § 18. Endringer skal være basert på skriftlig saksbehandling og en forsvarlig utredning av saken. Eventuell endringssøknad må derfor foreligge i god tid før endring ønskes gjennomført.

At forurensningen er tillatt, utelukker ikke erstatningsansvar for skade, ulemper eller tap forårsaket av forurensningen, jf forurensningsloven § 56.

Brudd på utslippstillatelsen er straffbart etter forurensningsloven §§ 78 og 79.

Hva saken gjelder

Snøhvit LNG omfatter landanlegget på Melkøya som består av energianlegg og LNG-prosessanlegg. Energianlegget medfører utslipp til luft og støy. I denne tillatelsen er krav til luftutslippene fra energianlegget behandlet, mens støy vil bli regulert samlet med prosessanlegget i den samlede utslippstillatelsen for hele anlegget.

Energianlegget skal forsyne LNG-prosessanlegget på Melkøya, Snøhvit-området (offshore) og rørledninger (offshore) med kraft og varme. Naturgass fra Snøhvit-området benyttes som brensel i energianlegget.

Saksgang

Søknaden er behandlet i samsvar med forskrift om behandling av tillatelser etter forurensningsloven av 16.4.2002.

Søknaden ble kunngjort i dagspressen og på SFTs nettsider og sendt på høring til relevante myndigheter og miljøvernorganisasjoner i brev av 27.1.2003. SFT mottok uttalelser fra Hammerfest havnevesen, Hammerfest kommune, Bellona, Direktoratet for naturforvaltning, Natur og Ungdom, Fylkesmannen i Finnmark, Kystverket, Oljedirektoratet og Enova.

Miljøorganisasjonene Bellona og Natur og Ungdom samt Hammerfest kommune og Fylkesmannen i Finnmark hadde merknader knyttet til energianlegget. Nedenfor er hovedpunktene i disse samt Statoils kommentarer til dem gjengitt:

Bellona uttaler at "Det må installeres teknologi som får NO_X -utslippene ned i 5 ppm slik at de er overensstemmelse med BAT-krav i IPPC-direktivet. SFT kan ikke godta tredjepartsløsninger som et virkemiddel for NO_X -utslippene før Snøhvitanlegget har redusert utslippene til et nivå under 5 ppm. Gasskraftverk på Snøhvit må bygges med CO₂ -håndtering. Snøhvitanlegget må pålegges å levere fjernvarme til Hammerfest."

Natur og Ungdom uttaler at "Gasskraftverket på Snøhvit må bygges med CO₂ -håndtering. Sekundært må anlegget i tråd med regjeringens vedtak pålegges CO₂ -avgift. Det må installeres best mulig teknologi slik at NO_X -utslippene ikke blir høyere enn 5 ppm, og at vi gjennom dette følger IPPC-direktivet. SFT kan ikke godta tredjepartsløsninger som et virkemiddel for NO_X -utslippene før Snøhvitanlegget har redusert utslippene til et nivå under 5 ppm."

Hammerfest kommune understreker at Statoil snarest må utforme et miljøovervåkingsprogram for utslippene fra Snøhvit LNG. Programmet bør overvåke effekten av NO_X -utslippene og bygge på grunnlagsundersøkelsene som allerede er gjennomført i forbindelse med konsekvensutredningen for Snøhvit LNG.

Fylkesmannen i Finnmark påpeker at utslipp av CO₂ og NO_X er et nasjonalt anliggende og regner med at tillatelsen til disse utslipp vil følge den nasjonale politikken på området.

Statoils komentarer til høringsuttalelsene:

Angående CO₂ -håndtering
"Statoil har vurdert det slik at at Melkøya/Snøhvit ikke er kost/nyttemessig optimalt for et demoanlegg for CO2-reduserende teknologier. En vil få mer miljømessig gevinst ved at dette adresseres ved andre landanlegg. Det er lagt vekt på kompleksiteten av det samlede Snøhvit-prosjektet og fare for utsatt oppstart av demonstrasjonsanlegget. Det arbeides videre med Kårstø og/eller Tjeldbergodden som aktuelle lokaliseringssteder."

Angående CO₂ -avgift
"Statoil tar kommentaren til etterretning, men vurderer ikke den politiske diskusjonen om CO₂-avgift som en del av saksbehandlingen knyttet til utslippstillatelsen."

Angående NO_X -utslipp, BAT, tredjepartsløsninger mv.
" Prinsippet om best tilgjengelig teknikker (BAT) er lagt til grunn for design av hele prosjektet både offshore og ved landanlegg for å redusere utslipp til luft. Prinsippene om BAT er implementert ved:

· Effektiv prosess
· Effektiv varmegjenvinning
· Lav-NOx brennere
· Utnyttelse av lav kjølevanntemperatur
· Skiller ut og deponerer CO₂ og H₂S fra naturgassen.
· Tiltak for reduksjon av diffuse utslipp

Gassturbinene i energianlegget vil ha installert lav-NOx teknologi. Utslipp av NOx vil således maksimalt være 25 ppm-v. Dette er ansett som BAT for gassturbiner i EU. (...)

Statoil mener i utgangspunktet at lav NOx er i henhold til BAT og har derfor søkt om utslippstillatelse for 25 ppm. Dersom det kommer ytterligere krav på f.eks 5 ppm, kan dette løses med tredjepartsløsninger. Tredjepartsløsninger betyr i denne sammenheng at rettighetshaverne til Snøhvit bidrar til å gjennomføre tiltak på andre anlegg eller innenfor andre sektorer som bidrar til en reduksjon av de nasjonale NOx utslippene tilsvarende den mengden NOx som eventuelt skulle reduseres på Snøhvit. Nasjonalt sett blir reduksjonen den samme. Men utslippsreduksjonen blir ikke på Melkøya. Utslippsreduksjonene vil komme der det er mer kostnadseffektivt å gjennomføre tiltakene enn på Melkøya."

Angående fjernvarme
"Investeringer i et fjernvarmesystem er meget langsiktige, og avskrives som regel over minst 20 år. Grunnlaget for investeringene vil være lønnsomhetsberegninger basert på hva man må anse som mulig fjernvarmepris i en 20 års periode. At elektrisitets prisen har vært høy i noen få måneder en enkelt vinter, vil derfor ikke gi grunnlag til å endre forutsetningene for den lønnsomhetsvurderingen som har vært foretatt.

Statoil er, på generell basis, enig i at det MVA fritak ikke bør favorisere direkte bruk av elektrisitet til oppvarming framfor fjernvarme. Men selv MVA fritak vil ikke gjøre fjernvarme lønnsomt i Hammerfest. Hovedårsaken er at kundegrunnlaget i Hammerfest ikke kan rettferdiggjøre investeringer til fjernvarme rør fra Melkøya og inn til Hammerfest. Beregningene viser at avstanden er betydelig."

Angående overvåkingsprogram
"Statoil vil utarbeide et helhetlig overvåkningsprogram for Snøhvit som omfatter både området ved Melkøya og offshore anlegget. Overvåkningen offshore vil baseres på de retningslinjer som er nedfelt i Aktivitetsforskriften. Overvåkningsprogrammet for området rundt Melkøya vil bli utarbeidet i god tid før oppstart av anlegget. Programmet vil utarbeides i samarbeid med lokale og nasjonale myndigheter. Programmet skal være helhetlig og dekke de mulige påvirkninger som kan inntreffe som følge av aktiviteten på Melkøya. Dette medfører at programmet vil ta hensyn til de lokale og regional forhold av betydning. Overvåkning for å avdekke eventuell introduksjon av fremmede arter vil være en integrert del av programmet."

Begrunnelse for avgjørelsen

I Statoils søknad om utslippstillatelse av 27.11.2002 er det søkt om utslipp til luft, sjø, reservoar under havbunnen samt støy i forbindelse med produksjon av LNG og andre raffinerte petroleumsprodukter i Snøhvit LNG. De viktigste miljømessige sider ved Snøhvit LNG er knyttet til utslipp av produsert vann og kjemikalier til sjø og utslipp av CO₂ og NO_X fra energianlegget. Utslippene til sjø skjer via biologisk renseanlegg på Melkøya.

Etter å ha vurdert søknaden har SFT funnet at behovet for tiltak knyttet til aktuelle forurensningsmessige sider ved Snøhvit LNG kan løses tilfredsstillende gjennom vilkår i en utslippstillatelse. SFT har fastsatt vilkårene for utslipp fra energianlegget i vedlagte tillatelse. Vilkår knyttet til de øvrige utslippskildene vil bli nedfelt i den samlede utslippstillatelsen for Snøhvit LNG.

Fra energianlegget har Statoil søkt om utslipp av 780 tonn NO_X per år og 920.000 tonn CO₂ per år. Energianlegget består av fem gassturbiner á 46 MW med lav NO_X -brennere og fem varmegjenvinningsenheter á 42 MW for produksjon av prosessvarme. Termisk olje skal benyttes som prosessvarmebærer. Snøhvit LNG har behov for 192 MW kraft og 167 MW varme ved oppstart (fase 1). Etter 5-7 år (fase 2) forventes kraftbehovet å øke til 215 MW, mens varmebehovet er stabilt.

Ved vurderingen av om utslipstillatelse skal gis og av hvilke vilkår som i tilfelle skal stilles i utslippstillatelsen har SFT vurdert de forurensningsmessige sidene ved tiltaket sammenholdt med de fordeler og ulemper tiltaket for øvrig vil medføre, jf. fl. § 11 fjerde ledd. Det er i denne forbindelse lagt vekt på ivaretakelsen av lovens formål og retningslinjene nedfelt i fl. § 2, herunder § 2 nr.1, nr.3 og nr.6. I vår vurdering har vi blant annet lagt til grunn Miljøverndepartementets retningslinjer gitt til SFT ved brev av 23. juni 2000. Miljøverndepartementets retningslinjer er basert på Stortingets vedtak av 9.3.2000 og innebærer at det ikke skal stilles strengere krav til CO₂-utslipp enn det som til enhver tid regnes som beste tilgjengelige teknikker (BAT) ellers i EØS-området. Tilsvarende gjelder for NO_X med mindre miljøsituasjonen lokalt/regionalt tilsier strengere krav eller tiltak er kostnadseffektivt for å oppfylle internasjonale forpliktelser. Videre kan krav til reduksjon av NO_X -utslipp søkes imøtekommet ved at konsesjonshaver påtar seg forpliktelser som innebærer NO_X -reduserende tiltak i andre virksomheter (tredjepartstiltak), forutsatt at de utslippsgrenser som må anses å følge av Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC)- direktivets krav om BAT overholdes på eget anlegg.

CO₂

Statoil har søkt om å slippe ut maksimalt 920.000 tonn CO₂ per år fra energianlegget.

I Stortingets vedtak av 9.3.2000 om behandling av gasskraftverk heter det for CO₂ :

"Inntil et system for omsetning av utslippskvoter er lovregulert og satt i kraft stilles ikke strengere utslippskrav for klimagasser enn det som i dag er vanlig for gasskraftprodusenter i andre EØS-land."

I Miljøverndepartementets retningslinjer av 23.6.2000 som er basert på Stortingets vedtak for utslipp av CO₂ heter det:

"Stortingets vedtak om at det ikke skal stilles strengere utslippskrav for klimagasser enn det som er vanlig for gasskraftprodusenter i andre EØS-land skal legges til grunn for konsesjonsbehandlingen.

BAT - begrepet i direktivet er dynamisk og endres i takt med teknologiske utviklingen, men det er foreløpig ikke utarbeidet mer konkrete retningslinjer for hva som er BAT for CO₂ for store forbrenningsanlegg. Vurderingen av BAT for CO₂ -utslipp fra gasskraftverk i Norge baseres på det som til en hver tid regnes som BAT for gasskraftverk i EØS-området.

Det vises til det pågående arbeidet med å utforme virkemidler overfor klimagassutslipp i tilknytning til oppfyllelse av Norges forpliktelser etter Kyotoprotokollen, jf blant annet arbeidet med et nasjonalt kvotesystem for klimagassutslipp. Det må derfor legges til grunn for konsesjonsbehandlingen at det kan bli innført ny eller endret virkemiddelbruk overfor klimagassutslipp."

SFT er kjent med at det både nasjonalt og internasjonalt er utviklet eller utvikles tekniske løsninger som kan redusere CO₂ -utslippene fra gasskraftverk. Det pågår utstrakt internasjonalt samarbeid om disse løsningene bl.a. gjennom IEAs Green house Gas Program og Carbon Capture Project. Flere land har også store nasjonale programmer. Den norske regjeringen har som mål å etablere rammebetingelser som gjør det mulig å realisere gasskraftverk med CO₂ -håndtering. St. meld. nr. 9 (2002-2003), Naturgassmeldingen, går igjennom Regjeringens strategi for å realisere gasskraftverk med CO₂ -håndtering. Her heter det bl.a.:

"Regjeringen har lagt til rette for en offensiv satsing på teknologiutvikling både gjennom å øke bevilgningene til energiforskning via Norges forskningsråd med 100 millioner kroner over to år, og gjennom statlig tilskudd til teknologi- og produktutvikling. FoU og pilottesting vil bli prioritert videre i årene framover. Når det foreligger en konkret prosjektsøknad som Regjeringen ønsker å støtte, vil Regjeringen fremme forslag om bevilgning til å gjennomføre et slikt prosjekt. Det må imidlertid være en forutsetning at også industrien selv skal bære deler av kostnadene.

Regjeringen vil legge til rette for en ordning med sikte på å gi investeringsstøtte til fullskala gasskraftverk med CO₂ -håndtering fra 2006. En forutsetning for dette må likevel være at et prosjekt som støttes ville vært bedriftsøkonomisk lønnsomt uten CO₂ -håndtering.

Regjeringen vil opprette et statlig i innovasjonsselskap for å bidra til en vellykket satsing på dette området."

De mest modne teknologiene per i dag er CO₂ -separering fra eksosgass (Kværner), forbrenning av naturgass med tilnærmet ren oksygen og deretter separering av CO₂ fra eksosgassen (Aker Maritime) og forbrenning av hydrogen ved at CO₂ separeres ut før forbrenning (Norsk Hydro). For alle tre løsningene må utskilt CO₂ deponeres. For Snøhvit skal den CO₂ -gassen som skilles ut fra naturgassen deponeres i et eget reservoar. På tilsvarende måte vil det være mulig å deponere utskilt CO₂ fra energianlegget.

Gjennom deltakelse i ulike tekniske arbeidsgrupper innenfor EU som befatter seg med vurdering av ulike BAT-løsninger for store forbrenningsanlegg, har SFT god kjennskap til hva som vurderes som BAT mht. CO₂ for nye anlegg i EØS-området. Etter SFTs vurdering kan ingen av de aktuelle tekniske løsningene for CO₂ -håndtering per i dag defineres som BAT for CO₂ -utslipp fra energianlegg iht. EUs IPPC-direktiv. SFT kjenner heller ikke til eksempler på at det blir satt krav om utslippsreduksjoner av CO₂ fra energianlegg i EØS-land.

Stortinget vedtok i forbindelse med behandling av St.prp. nr. 35 "Utbygging, anlegg og drift av Snøhvit LNG" at Regjeringen skulle sørge for at Statoil og rettighetshaverne utarbeidet en tidsatt plan for å utprøve CO₂ -reduserende teknologier. Statoil skriver i brev av 11.12.2002 til Olje- og energidepartementet at Melkøya ikke egner seg for etablering av pilotanlegg for CO₂ -håndtering, men at Kårstø og Tjeldbergodden kan være aktuelle steder.

Det pågår et arbeid med å utforme et nasjonalt kvotesystem for klimagasser som forventes å være operativt fra 2005. Utslipp fra Snøhvit LNG forventes å bli omfattet av kvotesystemet.

Konklusjon CO₂

Statoil får tillatelse til å slippe ut 920.000 tonn per år fra energianlegget som omsøkt. Avgjørelsen er truffet i overensstemmelse med Miljøverndepartementets retningslinjer for behandling av gasskraftverk av 23.6.2000 basert på Stortingets vedtak av 9.3.2000.

Statoil skal tilrettelegge energianlegget for CO₂ -håndtering, dvs. både for CO₂ fangst og for transport/deponering i egnet reservoar.

Det må understrekes at bl.a. teknologisk utvikling og endringer i klimapolitikken kan gi grunnlag for å vurdere nye krav knyttet til klimagassutslippene fra virksomheten i medhold av forurensningsloven § 18. Videre vil det kunne bli innført andre virkemidler overfor klimagassutslipp enn ordinære utslippskonsesjoner etter forurensningsloven som kan utløse behov for reduksjonstiltak.

NO_X

Statoil har søkt om å slippe ut 780 tonn NO_X per år. Utslippstallet er basert på 25 ppm NO_X i eksosgassen.

Ifølge resultater fra statlig program for forurensningsovervåking (Overvåking av langtransportert forurenset luft og nedbør. Atmosfærisk tilførsel, 2002) ligger Melkøya og øvrig nedslagsfelt for nitrogenavsetning i et område der nitrogennedfallet ligger under 300 mg N/m² per år, noe som innebærer at dagens nitrogendeponering ligger under naturens tålegrense mht. forsuring og overgjødsling. Norsk institutt for luftforurensning (NILU) har beregnet at energianlegget maksimalt bidrar med 16 mg N/m² per år i nedslagsfeltet jf. konsekvensutredningen for energianlegget. Naturens tålegrense for de mest sårbare vegetasjonstypene anses å ligge rundt 500 mg N/m² per år og energianlegget kan således ikke antas å medføre overskridelser av denne.

Statoil har ikke fått beregnet NO₂ -konsentrasjonen i Hammerfest-området, men på bakgrunn av kjente utslippskilder og meteorologi må det antas at den ligger under anbefalte grenseverdier. NILU har beregnet at energianleggets bidrag til et midlet årsgjennomsnitt for NO₂ i energianleggets influensområde i Hammerfest-området er mellom 0,1-0,5 µg/m³. Det er ikke grunn til å forvente noen helsemessige virkninger av NO_X -utslippet fra energianlegget. Statoil må imidlertid i miljøovervåkingsprogrammet for Snøhvit LNG inkludere konsentrasjonsmåling av NO₂ på relevante steder i influensområdet for å få dokumentert miljøsituasjonen. Miljøovervåkingsprogrammet skal omfatte forurensning fra Snøhvit LNG og vil bli nedfelt i den samlede tillatelsen.

For nye anlegg kreves det at beste tilgjengelige teknikker (BAT) er installert og benyttes ved oppstart. I 2. utkast til BAT referansedokument (BREF) for store forbrenningsanlegg ligger utslippsnivået for BAT i intervallet 10-25 ppm. Lav NO_X -brenner er fra produsent garantert å gi maksimalt 25 ppm NO_X i avgassen og må dermed anses å ligge innenfor dette intervallet. Det må imidlertid understrekes at kravet om BAT også innebærer at anlegget drives best mulig. Ved optimal drift kan det påregnes lavere utslippskonsentrasjoner enn 25 ppm.

Norge har gjennom Gøteborg-protokollen forpliktet seg til å redusere NO_X -utslippene ned til 156.000 tonn NO_X per år innen 2010. Det innebærer en reduksjon i utslippene i Norge på ca 28 % i forhold til dagens utslipp. Det pågår et interdepartementalt arbeid med å foreslå virkemidler og tiltak for å møte forpliktelsen. Ett av grunnlagene for dette arbeidet er en tiltaksanalyse for reduksjon av NO_X -utslipp i Norge fra 1999, samt oppdatert kunnskap om tiltak og kostnader. Norge har for øvrig allerede forpliktelser iht. Sofia-protokollen som går ut på at NO_X -utslippene ikke skal overstige utslippene i 1987. Utslippene i 1987 var 234.000 tonn og foreløpige utslippstall for 2001 er 225.000 tonn.

Vurdert samlet for Europa er nytten ved reduserte utslipp i overensstemmelse med Gøteborg-protokollen beregnet til å kunne mer enn oppveie kostnadene ved å gjennomføre utslippsreduserende tiltak. Gevinsten består bl.a. av færre helseskader, mindre skader på materialer og bygninger, færre skader på fisk og naturlig vegetasjon samt reduserte avlingstap. Gøteborg-protokollens forpliktelser om utslippsreduksjoner for de enkelte land er beregnet ut fra utslippenes bidrag til miljøeffekter og de ulike utslippsreduserende tiltakenes kostnadseffektivitet. Dette innebærer at tiltak som er kostnadseffektive for å oppfylle Norges forpliktelser dermed er lønnsomme for Europa sett under ett.

Tiltaksanalysen fra 1999 beskriver kostnadseffektiviteten ved ulike NO_X -reduserende tiltak beregnet etter felles metode, og viser marginalkostnaden ved å oppfylle forpliktelsen i Gøteborg-protokollen. SFT har beregnet kostnadseffektiviteten for bruk av SCR i gasskraftverk etter samme metode i forbindelse med behandling av gasskraftverk i Skogn. Med bakgrunn i konklusjonene fra tiltaksanalysen, viser SFTs beregninger at kostnadseffektiviteten for bruk av SCR ned til 5 ppm i gasskraftverk er bedre enn marginalkostnaden ved å oppfylle forpliktelsen i Gøteborg-protokollen.

Bruk av renseteknologi for å redusere utslippene ned til 5 ppm i energianlegget i Snøhvit LNG, vurderes på denne bakgrunn å ha en tilfredsstillende kostnadseffektivitet for å oppfylle Norges forpliktelser iht. Gøteborg-protokollen selv om anlegget er mindre enn gasskraftverket på Skogn. SFT har i sin vurdering tatt hensyn til at det vil være noe mer kostbart å rense utslippene fra fem mindre turbiner, som er situasjonen i Snøhvit LNG, i forhold til for eksempel to store turbiner som var situasjonen i utslippstillatelsen for gasskraftverk på Skogn. Dette er for øvrig et forhold Statoil ble gjort særskilt oppmerksom på i valg av energiløsning i forbindelse med konsekvensutredningen for energianlegget. Statoil svarte i brev av 15.10.2002 til NVE at "Vurderingskriteriene for Energianlegget er diskutert og presentert i KU. De viktigste kriteriene er sikker og pålitelig leveranse av nødvendig varme og kraft, inkludert reserveløsning. (...) Røykgassrensing vil teknisk sett være mulig for både en og fem gassturbiner, men vil være dyrere installert og drevet for fem turbiner."

Statoil har således vært forberedt på at det kan bli stilt krav som medfører røykgassrensing for gassturbinene og at dette vil være mer kostbart for fem turbiner. Statoil har likevel valgt en slik løsning, og det må legges til grunn at dette, bl.a. ut fra hensynet til regulariteten i energiforsyningen, har vært ansett som den økonomisk sett beste løsningen.

På denne bakgrunn har SFT kommet til at det må settes krav om maksimalt utslipp av 5 ppm NO_X i avgassen, dvs. maksimalt utslipp av 156 tonn NO_X per år. Det legges vekt på hensynet til oppfyllelse av Norges internasjonale utslippsforpliktelser og at de nødvendige utslippsreduserende tiltak vil ha en tilfredsstillende kostnadseffektivitet i denne sammenhengen. Å hindre et nytt betydelig NO_X -utslipp i 2006 er også et bidrag til å overholde dagens forpliktelser iht. Sofia-protokollen.

Statoil kan alternativt oppfylle deler av utslippskravet om maksimalt 156 tonn NO_X ved å gjennomføre tiltak hos tredjepart. Statoil har i søknaden av 27.11.2002 beskrevet dette virkemiddelet for å oppfylle eventuelle utslippskrav som er satt strengere enn BAT. Det må i denne sammenheng understrekes at kravet om BAT kan anses tilfredsstilt dersom det benyttes lav NO_X -brennere og driften av disse er så god som mulig. Oppfyllelse av kravet om BAT på eget anlegg må påregnes å gi lavere utslipp enn 25 ppm, som er garantiverdien fra leverandør; nærmere erfaring med driften av energianlegget vil gi grunnlag for å fastlegge BAT-nivået mer presist. Godskrivning av utslippsreduksjoner hos tredjemann vil således være aktuelt for den del av utslippsforpliktelsen som går lenger enn det som kan oppnås med utslippskonsentrasjoner på et slikt nivå.

SFT er kjent med at Miljøverndepartementet og Olje- og energidepartementet i brev datert 28.6.2001 har uttalt at Statoil kan søke SFT om å benytte utslippsreduksjoner som følge av bruk av naturgass i to nye forsyningsskip som var under planlegging/bygging. I og med at det i begrunnelsen for utslippskravet for energianlegget særlig er lagt vekt på hensynet til å redusere de totale NO_X -utslippene i Norge, kan Statoil benytte seg av tredjepartstiltak i hele landet så fremt utslippskilden er en del av det norske utslippsregnskapet.

Dersom Statoil ønsker å benytte seg av tredjepartsløsninger må de søke om slike løsninger. Statoil må imidlertid legge til rette for å kunne oppfylle utslippsreduksjonene fullt ut i eget anlegg også om de benytter seg av tredjepartstiltak. I løpet av energianleggets levetid på 20-30 år er det sannsynlig at forutsetningene for beregning av NO_X -reduksjoner i evt. godkjent tredjepartstiltak endres slik at hele eller deler av utslippsreduksjonen ved tiltaket kan falle bort.

Konklusjon NO_X

Kravet som stilles for utslipp av NO_x er fastsatt under hensyn til forurensingslovens formål og i henhold til fl § 11 fjerde ledd jf § 16 sammenholdt med retningslinjene i lovens § 2.

Vi har i denne sammenheng også lagt vekt på at forurensing som skyldes virksomhet på norsk område skal motvirkes i samme utstrekning hva enten skadene eller ulempene inntrer i eller utenfor Norge, jf fl. § 2 nr. 6.

SFT setter krav om at de årlige utslippene fra gasskraftverket ikke skal overstige 156 tonn. Utslippsgrensen er basert på at det benyttes teknologi som gir maksimalt 5 ppm NO_X i avgassen. Bruk av renseteknologi i energianlegg av denne størrelsen vurderes å ha en tilfredsstillende kostnadseffektivitet for å oppfylle Norges forpliktelser iht. Gøteborg-protokollen i forhold til andre tiltak det er aktuelt å gjennomføre for å oppfylle forpliktelsen.

Statoil kan alternativt oppfylle deler av utslippskravet om maksimalt 156 tonn NO_X ved å gjennomføre tiltak hos tredjepart. Dersom Statoil ønsker å benytte seg av tredjepartsløsninger må det søkes om slike løsninger.

Statoil må imidlertid legge til rette for å kunne oppfylle utslippsreduksjonene fullt ut i eget anlegg også om de benytter seg av tredjepartstiltak.

Energiutnyttelse/virkningsgrad

Ut fra miljø- og ressurshensyn er det et mål å ha så høy virkningsgrad i et energianlegg som mulig for å oppnå minst miljøbelastning per energienhet produsert. Det innebærer at det er best å plassere et energianlegg i et område med varmebehov som er relatert til kraftverkets størrelse. I EU-direktivet for store forbrenningsanlegg (Rådsdirektiv 2001/80/EF) og i EUs mål om kraftvarmeproduksjon ligger klare intensjoner om samproduksjon av kraft og varme der dette er økonomisk og teknisk mulig.

I BREF for oljeraffinerier og naturgassanlegg er energistyringssystem oppført som BAT mht. til drift av prosess- og energianlegg. Energistyringssystem gir økt kunnskap om energibruk og større muligheter for energieffektivisering. Et slikt system vil gjelde for hele anlegget på Melkøya og vil bli nærmere regulert i den samlede utslippstillatelsen.

Energianlegget i Snøhvit LNG skal produsere både kraft og varme. Kraftbehovet på 215 MW til LNG-prosessen er dimensjonerende for størrelsen på energianlegget. Gassturbinene har en design el-virkningsgrad på ca 40 %. Varmebehovet i LNG-prosessanlegget er på 167 MW og dette gir en total virkningsgrad på ca 71 %. Med 330 driftsdager vil det årlige kraftbehovet i fase én være ca 1,52 TWt og i fase to ca 1,7 TWt og det årlige varmebehovet vil være ca 1,32 TWt i begge fasene.

Av innfyrt energi vil ca 71 % nyttiggjøres til kraft- og varmeproduksjon. Med antagelse om strålingstap og energi til pumper osv. på til sammen ca 2 %, vil vel 27 % av innfyrt energi eller ca 150 MW forsvinne som varm eksos gjennom skorsteinen. Avhengig av temperaturkrav til varmebehovet vil deler av denne energien relativt enkelt kunne gjøres tilgjengelig for intern og/eller ekstern utnyttelse. I tillegg vil det være en betydelig energimengde i kjølevannet fra prosessanlegget som vil bli behandlet i den samlede utslippstillatelsen.

Samlet installert kapasitet i energianlegget er 230 MW kraft og 210 MW varme, dvs. at det er installert høyere kapasitet enn det Statoil har søkt om utslippstillatelse for. Dersom Statoil ønsker å utnytte kapasiteten i anlegget utover de omsøkte utslippsmengdene må de søke om endringer i utslippstillatelsen.

Konklusjon energiutnyttelse

SFT stiller med hjemmel i forurensningsloven § 16 første ledd krav om at energianlegget skal legge til rette for å utnytte anleggets kapasitet mht. utnyttelse av overskuddsvarmen fra energianlegget.

Dette kravet er i overensstemmelse med krav gitt av Norges vassdrags- og energidirektorat. Vi viser for øvrig til Norges vassdrags- og energidirektorats krav og begrunnelse for varmeutnyttelse i energikonsesjonen av 23.6.2003.

Andre forhold

Statoil har søkt om utslipp av andre komponenter som metan (CH₄ ), flyktige organiske forbindelser (NMVOC) og SO₂ fra energianlegget. Disse utslippene er relativt beskjedne og vurderes ut fra forurensningsmessige hensyn forsvarlig å slippe ut som omsøkt.

Oppsummering

SFT har fastsatt vilkårene for utslipp fra energianlegget i vedlagte tillatelse. Energianlegget skal produsere 215 MW kraft og 167 MW varme og er en integrert del av Snøhvit LNG. Vilkår knyttet til de øvrige utslippskildene vil bli nedfelt i den samlede utslippstillatelsen for Snøhvit LNG. I den samlede utslippstillatelsen vil krav knyttet til støy, beredskap, overvåkingsprogram, rapportering, internkontroll mv. bli regulert.

Miljøverndepartementet har gitt SFT retningslinjer som setter rammer for vår behandling av utslipp til luft fra gasskraftverk. I retningslinjene heter det at det ikke skal stilles strengere krav til CO₂ -utslipp enn det som til enhver tid regnes som BAT i EØS-området. Tilsvarende gjelder for NO_X med mindre miljøsituasjonen lokalt/regionalt tilsier strengere krav eller tiltak er kostnadseffektivt for å oppfylle internasjonale forpliktelser. NO_X -utslippskrav som settes strengere enn BAT kan søkes oppfylt hos tredjepart.

Etter SFTs vurdering kan ingen av de aktuelle tekniske løsningene for CO₂ -håndtering per i dag defineres som BAT for CO₂ -utslipp fra gasskraftverk iht. EUs IPPC-direktiv. Statoil får tillatelse til å slippe ut 920.000 tonn CO₂ per år fra energianlegget, som er i samsvar med deres søknad. Statoil skal tilrettelegge energianlegget for CO₂ -håndtering, dvs. både for CO₂ fangst og for transport/deponering i egnet reservoar.

Statoil har søkt om å slippe ut 780 tonn NO_X , men er gitt tillatelse til å slippe ut 156 tonn per år. Å rense NO_X -utslippene ned til 5 ppm fra energianlegg vurderes å ha en tilfredsstillende kostnadseffektivitet for å oppfylle NO_X -forpliktelsene Norge har påtatt seg i Gøteborg-protokollen sammenliknet med andre tiltak som det er aktuelt å gjennomføre. Å hindre et nytt betydelig NO_X -utslipp i 2006 er også viktig i forhold til gjeldende forpliktelser i Sofiaprotokollen. Statoil kan alternativt oppfylle deler av utslippskravet med tiltak hos tredjepart.

Det skal tilrettelegges for bruk av overskuddsvarmen fra energianlegget internt og/eller eksternt.

Klageadgang

Tillatelsen kan påklages til Miljøverndepartementet av sakens parter eller andre med rettslig klageinteresse innen 15.8.2003. Eventuell klage skal angi hva det klages over og den eller de endringer som ønskes. Klagen bør begrunnes, og andre opplysninger av betydning for saken bør nevnes. Klagen skal sendes til SFT

Eventuell klage fører ikke automatisk til at gjennomføringen av vedtaket utsettes. SFT eller Miljøverndepartementet kan etter anmodning eller av eget tiltak beslutte at vedtaket ikke skal gjennomføres før klagefristen er ute eller klagen er avgjort. Avgjørelsen av spørsmålet om gjennomføring kan ikke påklages.

Med visse begrensninger har partene rett til å se sakens dokumenter. Nærmere opplysninger om dette fås ved henvendelse til SFT. Øvrige opplysninger om saksbehandlingsregler og andre regler av betydning for saken vil SFT også kunne gi på forespørsel.

Kopi av dette brev med vedlegg er sendt berørte i saken iht. vedlagte adresseliste.

Med hilsen

Marie Nordby (e.f.)
Avdelingsdirektør

Annicken Hoel
Overingeniør

Vedlegg:
Utslippstillatelse med vilkår for energianlegget i Snøhvit LNG
Adresseliste for mottakere av kopi av utslippstillatelsen

Kopi til:
Hammerfest kommune
Finnmark fylkeskommune
Fylkesmannen i Finnmark
Kystverket 5. distrikt
Finnmark Fiskarlag
Direktoratet for naturforvaltning
Norsk Polarinstitutt
Havforskningsinstituttet
Bellona
Greenpeace
Norges Naturvernforbund
Natur og Ungdom
Norges Miljøvernforbund
Norges Fiskarlag
Riksantikvaren
Hammerfest Havnevesen
Norges vassdrags- og energidirektorat
Enova
Direktoratet for brann- og elsikkerhet
Oljedirektoratet

Tillatelse etter forurensningsloven
for energianlegget i Snøhvit LNG

gitt i medhold av lov om vern mot forurensninger og om avfall av 13. mars 1981 nr 6, § 11, jf § 16. Tillatelsen er gitt på grunnlag av opplysninger gitt i søknad av 27.11.2002 samt opplysninger fremkommet under behandlingen av søknaden. Vilkårene er gitt på side 15 til og med side 17. Endringer som bedriften ønsker å foreta i forhold til opplysninger som den har gitt i søknaden eller under saksbehandlingen, det være seg med hensyn til art og mengde av innsatsstoffer og produkter, produksjons- eller renseutstyr, skal være skriftlig avklart med SFT på forhånd.

Tillatelsen gjelder fra dags dato.

Dersom hele eller vesentlige deler av tillatelsen ikke er tatt i bruk innen 4 år etter at tillatelsen er trådt ikraft, skal bedriften sende SFT en redegjørelse for virksomhetens omfang slik at SFT kan vurdere eventuelle endringer i tillatelsen.

Bedriftsdata:

SFTs referanse:

1. Produksjonsforhold/utslippsforhold:

Tillatelsen gjelder produksjon av kraft og varme for Snøhvit LNG.

For produksjonsprosesser der utslippene er proporsjonale med produksjonsmengde, skal eventuell reduksjon av produksjonsnivået som er lagt til grunn i søknaden, medføre en tilsvarende reduksjon i utslippene.

2. Generelle vilkår

2.1. Plikt til å redusere utslipp så langt som mulig

All forurensning fra bedriften er isolert sett uønsket. Selv om utslipp holdes innenfor fastsatte grenser, plikter bedriften å redusere dem så langt dette er mulig uten urimelige kostnader. Det samme gjelder utslipp av komponenter det ikke er satt spesifikke grenser for.

2.2. Oversikt og risikoforhold

Bedriften plikter til enhver tid å ha oversikt over alle aktiviteter som kan medføre for forurensning og kunne redegjøre for risikoforhold.

2.3 Energieffektivitet

Bedriften skal ha et system for kontinuerlig vurdering av tiltak som kan iverksettes for å oppnå en mest mulig energieffektiv produksjon i anleggene.

2.4. Utnyttelse av overskuddsvarme

Det skal legges til rette for at overskuddsvarmen i energianlegget skal kunne utnyttes internt eller eksternt.

3. Utslipp til luft

3.1.Utslippsbegrensninger

Følgende utslippsgrenser gjelder:

* utslippsbegrensningene er gitt som løpende gjennomsnittsverdier over siste 12 måneder.

Bedriften skal tilrettelegge energianlegget for CO₂ -håndtering, dvs. både for CO₂ fangst og for transport/deponering i egnet reservoar.

3.2. Forbruk av brensel

Det skal brukes naturgass i energianlegget.

3.3. Krav til utslippshøyde

Utslippshøyden skal beregnes på grunnlag av den tillatte utslippsmengde, eksisterende bakgrunnskonsentrasjon og de ugunstigste spredningsforhold som kan forekomme, slik at konsentrasjonen av NO₂ ved bakkenivå eller ved eventuelle nærliggende luftinntak ikke overskrider 38 µg/ m³ midlet over døgnet. Det skal brukes kompetent ekstern bistand til beregningene.