Miljøverndepartementet
Postboks 8013
0030 OSLO

Dato: 10.11.2003
Vår ref.: 2002/1169

Statens forurensningstilsyn (SFT) viser til vedtak om utslippstillatelse til energianlegget i Snøhvit LNG på Melkøya datert 23.6.2003, klage fra Statoil i brev datert 19.8.2003, klage fra Miljøstiftelsen Bellona i brev datert 8.7.2003, klage fra Naturvernforbundet i brev datert 19.8.2003 og klage fra Natur og Ungdom i brev datert 19.8.2003. Vi viser også til Statoils merknader til klagene fra naturvernorganisasjonene samt Natur og Ungdom og Bellonas merknader til klagen fra Statoil.

Vedlagt følger de nevnte klagebrev mv. samt øvrige relevante saksdokumenter.

1. SFTs vedtak

Statoil søkte SFT 27.11.2002 om tillatelse til utslipp for Snøhvit LNG og SFT ga 23.6.2003 tillatelse til energianlegget i Snøhvit LNG.

Drift av energianlegget innebærer store utslipp til luft av bl.a. CO₂ og NO_X . Ved fastsettelse av utslippsvilkår 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 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.

SFT har gitt Statoil tillatelse til utslipp av 920 000 tonn CO₂ per år som løpende gjennomsnittsverdi over siste 12 måneder. Det årlige NOx-utslippet ved det tidspunktet anlegget settes i drift, skal ikke være høyere enn 156 tonn. Dette tilsvarer en NOx-konsentrasjon i avgassen på 5 ppm. Bedriften søkte om å få slippe ut inntil 780 tonn NOx per år. Utslippskravet for NOx ble fastsatt på bakgrunn av at bruk av renseteknologi vurderes å ha en tilfredsstillende kostnadseffektivitet for å oppfylle Norges forpliktelser iht. Gøteborg-protokollen. 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.

2. Hovedpunktene i klagene og i kommentarene til klagene

CO₂
Bellona mener Statoil må pålegges CO₂ -rensing og at det benyttes uavhengige eksperter når klagen behandles. Energianlegget i Snøhvit LNG er et nytt anlegg og det er mer kostbart å ettermontere enn å installere rensing ved oppstart. Bellona anfører at Statoil må dimensjonere kapasiteten for injeksjon av CO₂ til egnet reservoar til også å omfatte fraseparert CO₂ i eksosgassen.

Norges Naturvernforbund mener utslippene er uakseptable i lys av forpliktelsen Norge har gjennom Kyoto-protokollen. De anfører at utslippstillatelsen ikke er i tråd med Sem-erklæring om gasskraftverk verken når det gjelder tillatelse til gasskraftverk uten CO₂ -fri teknologi eller CO₂ -avgift for Snøhvit LNG. Videre ber de Miljøverndepartementet om å endre retningslinjene gitt 23.6.2000 som de mener hindrer SFTs frie behandling.

Natur og Ungdom mener utslippene er bekymringsfulle pga. faren for menneskeskapte klimaendringer og forpliktelsene i Kyoto-protokollen. De hevder utslippstillatelsen ikke er i tråd med Sem-erklæring om gasskraftverk verken når det gjelder tillatelse til gasskraftverk uten CO₂ -fri teknologi eller CO₂ -avgift for Snøhvit LNG. BAT-begrepet har ikke et statisk innhold og endres med ny teknologi. I følge Natur og Ungdom blir det dermed feil å tolke BAT som "det som til enhver tid regnes som BAT for gasskraftverk innen EØS-området". De anfører at BAT for CO₂ er rensing av utslippene iht. utslippstillatelsen SFT ga til Naturkraft 21.1.2000, og at Miljøverndepartementet må endre retningslinjene av 23.6.2000 slik at BAT-begrepet blir i overensstemmelse med den tekniske situasjonen.

NOx
Bellona er særlig kritisk til at det i vedtaket åpnes for tredjemannsløsninger for NOx. Utslippsgrensen på 156 tonn er basert på tekniske løsninger som etter deres syn må anses som BAT, og kravet må følgelig oppfylles fullt ut i egen virksomhet.

Norges Naturvernforbund (NNV) og Natur og Ungdom hevder bruk av tredjepartsløsninger kun kan være gyldig dersom SFT setter strengere grense enn 5 ppm for utslipp av NO_X . Det finnes teknologi som reduserer utslippene til 5 ppm og NNV mener at BAT tilsvarer 5 ppm. Natur og Ungdom krever null-utslipp av NO_X og at differansen mellom null og fem ppm kan gjennomføres med tredjemannsløsninger.

Statoil er uenig med SFT i at rensing av NO_X fra energianlegget i Snøhvit LNG er kostnadseffektivt for å oppfylle Gøteborg-protokollen. De viser til at marginalkostnaden for oppfyllelse av NO_X -forpliktelsene i Gøteborg-protokollen er 12 kr/kg NO_X redusert iht. beregningene i Tiltaksanalysen for NO_X fra 1999 og at "Miljøstatus i Norge" fra 2003 angir en marginalkostnad på 10-20 kr/kg. Statoil har beregnet kostnadene ved installering av rensing og angir en kostnadseffektivitet på 50-60 kr/kg. De anfører at energianlegget er en integrert del av LNG-anlegget, også byggeteknisk, og at det er arealbegrensninger på lekteren slik at SCR-anlegget evt. må bygges i høyden. Videre kommer NO_X -utslippene fra fem mindre turbiner og ikke to store som tilfelle er for gasskraftverket i Skogn, som er SFTs referanse for vurdering av kostnadseffektivitet.

Statoil påpeker at det vil være utslipp av NH₃ ved bruk av katalytisk rensing (SCR) og at NH₃ også omfattes av Gøteborg-protokollen. Videre er NH₃ mer vannløselig enn NO_X og bidrar 2-3 ganger mer til nitrogenavsetning per tonn utslipp. Statoil viser også til anneksene i Gøteborg-protokollen som angir utslippskonsentrasjoner som ligger høyere enn Statoils omsøkte på 25 ppm.

Statoil viser til turbinleverandør som indikerer at de i løpet av 1-2 år vil ha brennerteknologi som garantert ligger under 25 ppm. Siden det er en risiko å ta i bruk ny teknologi, ønsker ikke Statoil å installere slik brennerteknologi nå, men de vil vurdere evt. ombygging på et senere tidspunkt dersom forbedret brennerteknologi fungerer som forutsatt. Statoil vil fokusere på optimal drift av anleggene for å redusere NO_X -utslippet mest mulig, og de understreker at de flyderiverte turbinene de har valgt har høyere virkningsgrad enn industriturbiner.

Andre forhold
Natur og Ungdom krever null-utslipp til sjø fra LNG-anlegget iht. det som er lagt til grunn i utredningen for helårlig petroleumsvirksomhet i Lofoten og Barentshavet, og krever tilleggsutredninger om utslipp av hydraulikkvæsker.

Bellona anmoder om at vedtaket om utslippstillatelse for energianlegget ikke iverksettes før klagene er avgjort jf. forvaltningsloven § 42.

Statoils kommentarer til klagene fra naturvernorganisasjonene

Angående infrastruktur for CO₂ -injeksjon fra eksosgassen, mener Statoil det ikke er kost/nyttemessig optimalt å plassere demonstrasjonsanlegg på Melkøya. De viser til at de arbeider videre med Kårstø og/eller Tjeldbergodden som aktuelle steder for demonstrasjonsanlegg.

Statoil viser til BAT referansedokument for raffinererier der det heter i kapittel fem at BAT for NO_X -utslipp fra gassturbiner er å redusere utslippene ned til 10-37 ppm ved bruk av dampinjeksjon, lav NO_X -brenner eller SCR. De påpeker at gassturbinene i energianlegget skal ha lav NO_X -brenner med maksimalt 25 ppm og hevder at dette således faller inn under det som er å anse som BAT. Videre anfører Statoil at tredjepartsløsninger ikke er i strid med IPPC-direktivet eller andre folkerettslige forpliktelser Norge har siden utslippskravet om 5 ppm er strengere enn BAT.

Natur og Ungdoms og Bellonas kommentarer til klagen fra Statoil

Natur og Ungdom påpeker at Sintef på sine hjemmesider skriver at CO₂ -fri gasskraftverk er nærmere i tid enn tidligere antatt og at prisen kan reduseres med 50 % slik at dette er BAT for gasskraftverk. Både Natur og Ungdom og Bellona mener Statoils argument om at energianlegget i Snøhvit LNG er kommet så langt i produksjon og at det dermed blir dyrt å rense utslippene, ikke kan binde opp SFTs saksbehandling. De hevder videre at BAT for energianlegget er 5 ppm NO_X i avgassen.

3. SFTs vurdering

3.1 CO₂
Bellona hevder at Statoil per i dag kun har planlagt infrastrukeren for injeksjon av CO₂ separert fra naturgassen og ikke fra eksosgassen. Ifølge Bellona hevder Statoil det er mulig å koble CO₂ fra eksosgassen med CO₂ fra naturgassen, men at det krever større anlegg og høyere kapasitet. SFT vil understreke at Statoil iht. vedtaket av 23.6.2003 har krav om å tilrettelegge for CO₂ -håndtering (separering og injisering) fra energianlegget. Kravet inkluderer infrastruktur for transport av både separert CO₂ fra naturgassen og eksosgassen.

3.1.1 Anførsler knyttet til Miljøverndepartementets retningslinjer og Regjeringens Sem-erklæring
I Miljøverndepartementets retningslinjer heter det i forbindelse med utslipp av CO₂ : "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 den 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 enhver 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."

Miljøverndepartementets retningslinjer er en bindende instruks til SFT om behandlingen av søknader om utslippstillatelse etter forurensningsloven for gasskraftverk. Som SFT påpekte i tillatelsen til energianlegget i Snøhvit LNG datert 23.6.2003, er vi kjent med at det arbeides både nasjonalt og internasjonalt med ulike løsninger for CO₂ -håndtering. Gjennom deltakelse i ulike tekniske arbeidsgrupper innenfor EU som befatter seg med vurdering av BAT-løsninger for store forbrenningsanlegg, har SFT god kjennskap til hva som vurderes som BAT mht. CO₂ for nye anlegg i EØS-området. Ingen av de aktuelle tekniske løsningene for CO₂ -håndtering kan innenfor EØS-området per i dag sies å være definert som BAT for CO₂ -utslipp fra energianlegg.

SFT er kjent med innholdet i Sem-erklæringen om at nye gasskraftverk skal ha CO₂ -håndtering. Regjeringen har samtidig presisert at energianlegget i Snøhvit LNG skulle behandles etter retningslinjene av 23.6.2000 bl.a. i St. prp. nr. 35 for Snøhvit LNG, og Miljøverndepartementet har heller ikke endret eller trukket tilbake disse retningslinjene. SFTs behandling og vilkår er etter vår vurdering i tråd med retningslinjene.

3.2 NOx
Både Bellona, Norges Naturvernforbund og Natur og Ungdom hevder at vedtaket om å åpne for tredjemannsløsninger for å oppfylle differansen mellom utslippene ved optimal drift av lav NO_X -brenner og utslippene etter rensing, er i strid med IPPC-direktivet. De mener at utslippsgrensen på 156 tonn (5 ppm) er basert på tekniske løsninger som må anses som BAT og således oppfylles fullt ut i egen virksomhet.

3.2.1 Fastleggingen av utslippsnivå basert på kravet om BAT
I Miljøverndepartementets retningslinjer til SFT av 23.6.2000 heter det: "I henhold til IPPC-direktivet skal det stilles krav om at BAT skal oppfylles på det enkelte anlegg. Vurderingen av BAT for NO_X -utslippene skal baseres på det som regnes som BAT for gasskraftverk i EØS-området på det tidspunktet utslippstillatelse gis. Der det ut fra miljøsituasjonen lokalt/regionalt og/eller ut fra hensynet til en kostnadseffektiv oppfyllelse av Norges internasjonale forpliktelser, og under hensyntagen til at kravene er mulig å oppfylle teknisk/økonomisk, kan SFT stille strengere krav enn BAT. Dersom utslippsgrensene begrunnes ut fra hensynet til internasjonale miljøforpliktelser, bør dette begrunnes med basis i tiltakskostnadene. Stilles det strengere krav enn BAT, kan differansen mellom tillatt utslippsnivå og den del som oppfylles med en teknologi som anses som BAT, oppfylles ved tiltak hos tredjemann. Konsesjonshaver må søke om en slik løsning."

I 2. utkast til BAT referansedokument (BREF) for store forbrenningsanlegg er det angitt flere ulike teknikker som på et generelt grunnlag vurderes å være forenlig med IPPC-direktivets krav om bruk av BAT. Utslippsnivået som bruk av disse teknikkene forventes å gi anslås å ligge mellom 10 ppm og 25 ppm. Så vel bruk av lav NO_X -brenner som katalytisk rensing (SCR) er oppført blant disse teknikkene. Bruk av lav-NOx-brennerteknologi (mer presist tørr-lav-NOx-brennerteknologi) må i dag kunne sies å være ansett innenfor EØS-området som en BAT-løsning mht. NOx-utslipp for gassturbiner av den størrelsen som er aktuell i Snøhvit LNG. For denne typen gassturbiner opplyser Statoil i sin klage på NO_X -kravet at det i praksis er mulig å oppnå en NOx-konsentrasjon på 15-20 ppm de første årene etter oppstart idet turbinene da vil gå på ca 90 % last. Slik SFT ser det må en angivelse av hvilket utslippsnivå som kan sies å representere BAT ved anvendelse av tredjemannsløsninger baseres på hva som kan anses som påreknelig utslippsnivå ved optimal drift av gassturbiner med lav-NOx-brenner.

SFTs krav om 5 ppm NOx er mulig å innfri ved bruk av renseteknologier som SCR og SCONOx, men da utslippskravet er strengere enn hva som tilsvarer det man per i dag anser som BAT for sammenliknbare anlegg i Europa, vurderes kravet i henhold til Miljøverndepartementets retningslinjer av 23.6.2000, jf. også omgjøringsvedtaket av 6.10.2000, å være strengere enn BAT. Differansen mellom de NOx-utslipp som følger av optimal drift av gassturbinene med lav-NOx-brennerteknolgi og det utslippskravet SFT har fastsatt, kan således oppfylles gjennom utslippsreduserende tiltak hos tredjemann, jf. Miljøverndepartementets retningslinjer av 23.6.2000. Dersom Statoil ønsker å benytte seg av denne muligheten må de eventuelt søke særskilt om dette.

3.2.2 Utslippskravet om 5 ppm i avgassen
SFTs krav om at NOx-utslippet fra energianlegget ikke skal overstige 156 tonn per år, som tilsvarer 5 ppm NOx i avgassen, er fastsatt ut fra hensynet til oppfyllelse av Norges forpliktelser mht. NOx i henhold til Gøteborg-protokollen. Bruk av renseteknologi vurderes å ha tilfredsstillende kostnadseffektivitet for å oppfylle denne. SFT laget i 1999 en tiltaksanalyse for reduksjon av NOx i samarbeid med andre myndigheter. I denne analysen er hovedsakelig teknologikostnader lagt til grunn ved beregning av kostnadseffektiviteten for tiltakene. Ved å benytte tilsvarende tilnærming og metode ved beregning av kostnadseffektiviteten for SCR i konvensjonelle gasskraftverk, viser beregningene at denne er bedre enn marginalkostnaden for å oppfylle NOx-forpliktelsene i Gøteborg-protokollen. Dette gjelder også om en tar utgangspunkt i 15-20 ppm, ikke bare de omsøkte 25 ppm som er garantiverdien. Noen av de mest kostnadseffektive tiltakene mht. NOx-reduksjoner er vanskelige å utløse, slik at det kan bli nødvendig å også utløse tiltak som er dyrere enn marginalkostnaden i analysen. Sett i lys av dette finner vi det ikke tvilsomt at rensing av NOx fra gasskraftverk ved bruk av SCR er kostnadseffektivt for å oppfylle utslippsforpliktelsene våre.

Når en sammenlikner nye tiltak med tiltak som er utredet i analysen fra 1999, må en benytte lik tilnærming bl.a. mht. hvilke kostnadselementer som skal inkluderes. Dette ble gjort i beregning av kostnadseffektivitet for SCR i gassturbiner i Skogn-prosjektet.

Når Statoil i sin klage hevder at det vil være 2-3 ganger dyrere å installere SCR i energianlegget i Snøhvit LNG skyldes dette hovedsakelig at utslippene skjer fra fem mindre turbiner og dessuten at det er arealbegrensninger på lekteren. Generelt må det imidlertid legges til grunn at det i utbyggingsprosjekter av denne karakter tas tilstrekkelig høyde for utslippskrav som det ut fra miljøhensyn kan bli ansett nødvendig å stille. Det gjelder så vel krav som kan bli gjort gjeldende fra oppstart av anlegget som senere i anleggets levetid. Statoil har dessuten fått klare signaler som tilsa at de ved gjennomføring av prosjektet tok hensyn til krav tilsvarende dem som ble nedfelt i utslippstillatelsen av 23.6.2003.

Som påpekt i vedtaket understreket SFT allerede i kommentarene til konsekvensutredningen for energianlegget i Snøhvit LNG at det valgte energikonseptet antas å medføre høyere kostnader ved rensing av utslippene enn et konsept med større og færre enheter, og SFT etterlyste derfor en vurdering av fordeler og ulemper ved ulike konsept. 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.

Når det gjelder merkostnader knyttet til arealbegrensninger på lekteren vises til at det har vært omfattende kontakt med Statoil helt fra arbeidet med konsekvensutredningen våren 2001. SFT har nettopp vist til vilkårene for NO_X -utslipp i vedtaket for gasskraftverket i Skogn, som er 5 ppm i avgassen, og gitt tydelige signaler om at vurderingene som lå til grunn for vedtaket i Skogn klart ville være relevante for energianlegget i Snøhvit LNG. Også i de to vedtakene om anleggsarbeider på Melkøya datert 3.5.2002 og 21.3.2003 har SFT understreket at Statoil ved gjennomføring av prosjektet må ta høyde for vilkår som nødvendiggjør rensing av bl.a. NO_X -utslippene fra energianlegget.

Statoil har således fått meget tydelige signaler, så vel gjennom den løpende møtekontakten som gjennom vedtak, om at de må planlegge energianlegget med sikte på at det sannsynligvis ville bli stilt vilkår som nødvendiggjør rensing av utslippene. Når SFT vurderer kostnadseffektiviteten ved slik rensing av utslippene kan det således ikke tas hensyn til merkostnader av den karakter som Statoil viser til i klagen. Statoil er imidlertid gitt mulighet til å oppfylle deler av utslippskravet med tredjepartsløsninger dersom de finner det mer kostnadseffektivt og hensiktsmessig.

Statoil påpeker at SCR gir utslipp av NH₃ og at denne komponenten bidrar mer til forsuring og overgjødsling i nærområdet. SFT er inneforstått med denne problemstillingen. Forsuring og overgjødsling er et problem i Sør-Norge og på Vestlandet, men i liten grad fra Midt-Norge og nordover. Miljøeffektene knyttet til utslipp av NH₃ vurderes derfor i dette tilfelle å være av mindre betydning. Vi vil også påpeke at Norges utslippsforpliktelse for NH₃ er mindre utfordrende å oppfylle enn forpliktelsen for NO_X -utslipp, selv om vi ideelt sett naturligvis helst så at NO_X -reduksjonen ble gjennomført uten økte utslipp av andre forurensningskomponenter .

3.3 Andre forhold
Natur og Ungdoms anførsler om null-utslipp til sjø og hydraulikkvæske kommenteres ikke nærmere her siden disse temaene ikke omfattes av utslippstillatelsen til energianlegget i Snøhvit LNG. Utslipp til sjø fra LNG-anlegget og hydraulikkvæske fra Snøhvit-feltet blir behandlet i den samlede tillatelsen for Snøhvit LNG.

Til Bellonas begjæring om oppsettende virkning for deres klage bemerkes at vedtaket gjelder tillatelse til utslipp ved drift av energianlegget. Driftsstart vil tidligst skje oktober 2005, og det må antas at klagen vil være endelig avgjort innen da.

4. SFTs tilråding

SFT anbefaler Miljøverndepartementet å opprettholde vedtaket av 23.6.2003.

Med hilsen

Ingrid Bjotveit (e.f.)
Direktør for Næringslivsavdelingen

Marie Nordby
Seksjonssjef

Vedlegg:
saksdokumenter

Kopi til:
Statoil, 4035 Stavanger
Miljøstiftelsen Bellona, Boks 2141 Grünerløkka, 0505 Oslo
Norges Naturvernforbund, Postboks 342 Sentrum, 0101 Oslo
Natur og Ungdom, Torggt. 34, 0183 Oslo