Miljøverndepartementet
Boks 8013 Dep
0030 Oslo

Dato: 3.5.2004
Vår ref.: 2002/1169

Statoil har beregnet kostnadseffektiviteten for bruk av SCR til å være ca 42 kr/kg NO_X med de kostnadselementene og anslagene Statoil har angitt i brev av 29.1.2004. SFT har beregnet kostnadseffektiviteten til å være ca 12 kr/kg NO_X med estimater gitt av Alstom mars 2004 og der en kun har tatt med kostnadselementene som er inkludert i tilsvarende beregninger for andre tiltak i tiltaksanalysen for NO_X. Dette siste er nødvendig dersom det skal kunne foretas en meningsfull sammenlikning mellom kostnadseffektiviteten for det aktuelle tiltaket og for tiltakene i tiltaksanalysen.

Etter SFTs vurdering er kostnadseffektiviteten for bruk av SCR i et nytt anlegg akseptabel i lys av forpliktelsene Norge har i Gøteborg-protokollen.

Statoil gir uttrykk for misnøye med vilkåret om tilrettelegging for CO₂ -håndtering i brev av 20.2.2004 til Miljøverndepartementet, der de redegjør for hvordan de planlegger å oppfylle dette vilkåret i utslippstillatelsen for energianlegget datert 23.6.2003. Statoil skriver at de anser dette vilkåret for oppfylt og henviser til plan for mulig pilotanlegg på Kårstø evt. Tjeldbergodden sendt til OED i brev av 11.12.2002. En redegjørelse for å vise at Statoil vil oppfylle vilkåret om tilrettelegging bør etter SFTs vurdering gi en beskrivelse av eksempelvis fysisk plass til anlegg, at det ikke er planlagt rørgater eller utstyrsenheter som vanskeliggjør/forhindrer installering, beskrivelse av aktuelle løsninger for håndtering av utseparert CO₂ mv. SFT anser ikke Statoils brev av 20.2.2004 til departementet som fyllestgjørende i denne sammenheng.

Vi viser til Miljøverndepartementets brev av 10.3.2004 der SFT bes om å vurdere og kommentere flere brev fra Statoil til Miljøverndepartementet i forbindelse med departementets klagebehandling av utslippstillatelsen for energianlegget. I utslippstillatelsen for energianlegget har Statoil fått tillatelse til å slippe ut 156 tonn NO_X per år basert på 5 ppm i avgassen, evt. oppfylle differansen mellom utslipp ved optimal drift med lav NO_X -brenner og utslippskravet på 5 ppm ved bruk av tredjepartsløsninger. Videre er Statoil pålagt å legge til rette for NO_X -reduksjoner også i eget anlegg selv om de benytter seg av tredjepartstiltak samt tilrettelegging for CO₂ -håndtering.

Temaene departementet ber SFT å kommentere er følgende:

1. Kostnadseffektiviteten for NO_X -rensing fra fem turbiner jf. Statoils brev av 29.1.2004.
2. Vurdering av ny brennerteknologi samt dennes påvirkning av kostnadseffektiviteten for NO_X -rensing, jf. Statoils brev av 4.12.2003.
3. Utslipp av NH₃ ved bruk av SCR jf. Statoils brev av 4.12.2003.
4. CO₂ -håndtering, Statoils opplysninger om dette jf. Statoils brev av 20.2.2004.

Ad. 1 Kostnadseffektiviteten for NO_X -rensing fra fem turbiner

Statoil har beregnet investerings- og driftskostnader for bruk av SCR for de to situasjonene 1) installering ved ettermontering og 2) installering dersom bruk av SCR var planlagt i utgangspunktet. SFT vil fastholde at det riktige er å vurdere kostnadene ved installering dersom bruk av SCR var planlagt i utgangspunktet. Statoil har fått tydelige signaler om at det måtte påregnes NO_X -reduksjoner tilsvarende dem som er fastsatt i det påklagede vedtaket helt fra de første møtene om konsekvensutredningen for Snøhvit LNG. Det har i den forbindelse bl.a. vært vist til kravene fastsatt i vedtaket om gasskraftverk på Skogn. Det vises for øvrig til SFTs vurdering av klagen i brev til Miljøverndepartementet av 10.11.2003.

Kostnadselementene Statoil har inkludert er følgende:

• ledelse mv. 29 mill. kroner 
• utstyr 119 mill. kroner 
• anleggsarbeid/installering 40 mill. kroner 
• oppstart/midlertidig anlegg 12 mill. kroner

Sum investeringskostnader 200 mill. kroner

Årlige driftskostnader er satt til 8,8 millioner kroner, og Statoil har beregnet at tiltakskostnaden er 42 kr/kg NO_X redusert for bruk av SCR der det installeres fem renseanlegg, dvs. ett anlegg for hver turbin. Ved å benytte tilsvarende metodikk mht. avskrivningstid og rentesats som i tiltaksanalysen for reduksjon av NO_X, kommer SFT fram til samme kostnadseffektivitet som Statoil dersom en legger til grunn alle kostnadselementene og anslagene Statoil har oppgitt. I beregningene er det tatt utgangspunkt i at tiltaket reduserer NO_X -utslippene fra omsøkte 780 tonn/år til 156 tonn/år.

Tiltaksanalysen for reduksjon av NO_X som det refereres til ble laget i 1999. Denne er senere oppdatert mht. kostnader og reviderte prognoser og sendt til den interdepartementale "Fagsur-gruppa".

SFT har fått opplyst fra Alstom mars 2004 at investeringskostnadene for SCR (utstyr og installering) er 15-20 euro per kW. For energianlegget i Snøhvit LNG, som er 230 MWs anlegg, blir investeringskostnadene med høyeste estimat i underkant av 40 millioner kroner. Alstom opplyser at årlige driftsutgifter (utskifting av katalysator hvert 3. år og forbruk av ammoniakk) er ca 3,8 millioner kroner. Det må understrekes at tallene Alstom har oppgitt er nøkkeltall og ikke spesifikke for Snøhvit siden de ikke sitter på detaljert informasjon om energianlegget. Med Alstoms kostnadsanslag og tilsvarende metodikk som ovenfor blir kostnadseffektiviteten ca 12 kr/kg NO_X redusert. Dersom vi tar utgangpunkt i at utslippet fra energianlegget uten SCR er 20 ppm, som Statoil opplyser at de kan klare de første årene før full kapasitetsutnyttelse, blir kostnadseffektiviteten ca 16 kr/kg NO_X redusert.

SFT ba Statoil om å konkretisere kostnadselementene og kostnadstallene som de hadde oppgitt i brev av 29.1.2004 til departementet idet vi ser at de avviker betydelig fra tidligere estimater for bruk av SCR samt estimater som er oppgitt i siste utkast for BREF for store forbrenningsanlegg. Statoil har besvart denne forespørselen i e-post datert 29.3.2004 som er lagt ved. Hovedpunktene i deres redegjørelse er en nærmere beskrivelse av modifikasjoner og tilrettelegginger som er nødvendige ved installering av SCR. Videre skriver Statoil at de på bakgrunn av erfaringer i andre landanlegg benytter en faktor på 4,5-7,5 som multipliseres med utstyrskostnader for å gi et estimat av de totale kostnadene. Etter SFTs vurdering gir ikke en slik tilnærming et adekvat grunnlag for å vurdere tiltakets kostnadseffektivitet i forhold til tiltakene i tiltaksanalysen.

Dersom en skal sammenlikne bruk av SCR i energianlegget med andre tiltak i tiltaksanalysen vil Alstoms kostnadsestimater best tilsvare metodikken som er anvendt for tiltak i andre kilder og sektorer. I tiltaksanalysen har en benyttet nøkkeltall mht. reduksjonseffektivitet og kostnader for å beregne kostnadseffektiviteten ved de ulike tiltakene. Imidlertid er ikke alle kostnader fullstendig beskrevet i metodikken benyttet i tiltaksanalysen, noe som altså gjelder for alle tiltakene i analysen, og analysen kan bl.a. derfor ikke brukes til å definere en eksakt øvre tiltakskostnad.

Etter SFTs beregninger forventes marginalkostnaden (dvs. det dyreste tiltaket som må gjennomføres) i tiltaksanalysen for NO_X å ligge mellom 20-40 kroner/kg NO_X når en tar hensyn til nye opplysninger om kostnader ved tiltak offshore fra OD/OED. Det forutsettes da at en rekke tiltak innen bl.a. transportsektoren som tiltak overfor skip, trafikkomfang osv., gjennomføres. Etter SFTs vurdering er det imidlertid betydelig usikkerhet knyttet til gjennomføring av flere relativt kostnadseffektive tiltak for reduksjon av NO_X , og etter vår vurdering kan det bli nødvendig å gjennomføre tiltak med kostnadseffektivitet over marginalkostnaden på 20-40 kr/kg NO_X . Analysen er to-dimensjonal og beskriver kun NO_X -reduksjoner og kostnader. Viktige elementer som andre miljøeffekter, styringseffektivitet, økonomisk bæreevne, internasjonal konkurranse mv. er ikke reflektert i tiltaksanalysen, som dermed heller ikke gir et fullstendig bilde av konsekvensene ved tiltak.

Statoil har beregnet de totale investeringskostnadene ved ettermontering av SCR til å være 435 millioner kroner, og dette gir en tiltakskostnad på 75 kr per kg NO_X redusert. Som fremholdt ovenfor og bl.a. i oversendelsesbrevet til Miljøverndepartementet 10.11.2003 vil det etter SFTs syn være prinsipielt galt slik denne saken ligger an å legge til grunn en forutsetning om ettermontering ved vurderingen av tiltakets kostnadseffektivitet. Kostnadene Statoil opererer med er som påpekt over heller ikke sammenliknbare med kostnadene benyttet i tiltaksanalysen. Skulle en likevel vurdere kostnadseffektiviteten under en forutsetning om ettermontering, måtte det i tilfelle korrigeres for forskjellen mellom beregningsmetodikken Statoil har anvendt og den som er anvendt i tiltaksanalysen. For situasjonen der det gjennom planleggingen i utgangspunktet var tatt tilstrekkelig hensyn til bruk av SCR, innebærer denne forskjellen en reduksjon av tiltakskostnaden fra om lag 42 kr/kg NO_X redusert til om lag 12 kr/kg NO_X , jfr. fremstillingen over. Mye taler således for at kostnadseffektiviteten for tiltaket også under en slik forutsetning om ettermontering ville ligge innenfor rammen av hva som må anses som akseptabelt for å oppfylle forpliktelsene i Gøteborg-protokollen.

Oppsummering

Statoil har beregnet kostnadseffektiviteten for bruk av SCR til å være ca 42 kr/kg NO_X med de kostnadselementene og anslagene Statoil har angitt i brev av 29.1.2004. SFT har beregnet kostnadseffektiviteten til å være ca 12 kr/kg NO_X med estimater gitt av Alstom i mars 2004 og der en kun har tatt med kostnadselementene som er inkludert i tilsvarende beregninger for andre tiltak i tiltaksanalysen for NO_X. Dette siste er nødvendig dersom det skal kunne foretas en meningsfull sammenlikning mellom kostnadseffektiviteten for det aktuelle tiltaket og for tiltakene i tiltaksanalysen.

Etter SFTs vurdering er kostnadseffektiviteten for bruk av SCR i et nytt anlegg akseptabel i lys av forpliktelsene Norge har i Gøteborg-protokollen.

Ad. 2 Vurdering av ny brennerteknologi samt dennes påvirkning av kostnadseffektiviteten for NO_X -rensing

Statoil skriver i brev av 4.12.2003 at GE (leverandør av de bestilte turbinene) utvikler brennkammer som vil ha et forventet NO_X -utslipp på ca 12 ppm og garantiverdi 15 ppm - noe som medfører at de årlige NO_X -utslippene vil være ca 370 tonn/år. Dette er turbiner som ifølge Statoils brev skal gjennomgå full turbintest første kvartal 2004. Statoil skriver at evt. modifikasjoner for å oppnå disse resultatene kan tas ved planlagte overhalinger av turbinene. GE og Statoil har opplyst til SFT at en slik overhaling er aktuell etter 3-4 års bruk. Statoil presiserer overfor SFT i e-post datert 24.3.2004 at ifølge NORSOK-normen må ny teknologi vise til to års driftstid før den kan betegnes som "proven technology". Siden det er ca ett års leveringstid, må en modifisert turbin med 15 ppm garantiverdi være "proven technology" ved årsskiftet 2007/2008 for å kunne tas i bruk i 2008/2009, som er det første aktuelle naturlige tidspunkt for utskifting.

Dersom ovennevnte modifikasjon er vellykket uttaler GE at de vil fortsette med en videre utvikling for ytterligere modifikasjoner på brenneren slik at den skal klare garantiverdi på 9 ppm, dvs. ha et forventet utslipp på ca 8 ppm. De årlige NO_X -utslippene blir dermed ca 250 tonn per år. Ifølge GE er det svært stor usikkerhet rundt tidsperspektivet for en slik utvikling.

Kostnadseffektiviteten ved bruk av SCR på turbiner med ny turbinteknologi med lavere utslipp enn de omsøkte blir dårligere og er ca 20 kr/kg NO_X etter modifikasjon ned til 15 ppm og ca 30 kr/kg NO_X etter modifikasjon ned til 9 ppm når en benytter Alstoms kostnadsestimat. (Ved bruk av Statoils estimater ville kostnadseffektiviteten for bruk av SCR på turbiner med garantiverdi på 15 ppm og 9 ppm være hhv. 73 og 108 kr/kg NO_X .) Det vil imidlertid ikke være aktuelt å investere både i modifisering av turbin og renseanlegg i samme turbin.

Statoil anmoder i brevet av 4.12.2003 om å få rammebetingelser som fremmer utvikling av miljøteknologi. I den grad Statoil benytter seg av muligheten for tredjepartsløsninger og således ikke renser utslippene i eget anlegg, vil det foreligge en stimulans til å være pådriver for utvikling av bedre turbinteknologi. Etter hvert som turbinteknologien forbedres kan denne tas i bruk og mengden NO_X som det må kompenseres for ved tredjepartstiltak reduseres.

Ad. 3 Utslipp av NH₃ ved bruk av SCR

Statoil skriver i brevet av 4.12.2003 at utslipp av NH₃ gir en større miljøbelastning i nærområdet enn omsøkte utslipp av NO_X . Bakgrunnen for dette synspunktet er NILUs beregninger av nitrogennedfall ved omsøkte utslipp og ved bruk av SCR med utslipp av 5 ppm NH₃ i andre gasskratfverkprosjekter. SFT anslår at de årlige utslippene av NH₃ som følge av bruk av SCR vil være i størrelsesordenen 70-80 tonn (ca 0,3% av totale ammoniakkutslippene i Norge).

SFT kommenterte problemstillingen om utslipp av NH₃ i oversendelse av klagen til Miljøverndepartementet i brev av 10.11.2003:

" Statoil påpeker at SCR gir utslipp av NH₃ og at denne komponenten bidrar mer [dvs. mer enn NO_X -utslippene] 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 ."

I tillegg er spredningsmodellen for nedfall av NH₃ endret med det resultatet at nitrogennedfallet i nærområdet er betydelig lavere enn tidligere beregnet. I februar 2004 foretok NILU, etter påtrykk fra Naturkraft, en gjennomgang av beregningene for nitrogennedfall ved utslipp av NH₃. De fant ut at beregningene som ble gjort til konsekvensutredningene for gasskraftverkene på Kårstø og Kollsnes i 1997 inneholdt betydelige feil som ga betydelig overestimat (med en faktor på opp mot 100). Med utgangspunkt i resultatene for Kollsnes/Kårstø med endret spredningsmodell, er således vår vurdering at også miljøbelastningen i nærområdet blir mindre ved bruk av SCR for å oppfylle utslippskravet enn ved omsøkte utslipp. Bruk av SCR framstår på denne bakgrunn per i dag som en enda bedre miljømessig løsning enn tidligere.

Ad. 4 CO₂ -håndtering

Statoil kommenterer SFTs vilkår om tilrettelegging for CO₂ fra energianlegget i brev av 20.2.2004 samt på hvilken måte de vil oppfylle vilkåret.

Statoil er i brev av 20.2.2004 sterkt kritisk til SFTs vilkår om tilrettelegging for CO₂ -håndtering:

"SFT kompliserer saken ved sitt vilkår om å tilrettelegge for CO₂ -håndtering. Å gi dette vilkåret til Snøhvit i nåværende fase, der teknisk løsning, økonomisk- og utbyggingsmessig plan er fastlagt, vurderes lite hensiktsmessig, kompliserende og kostnadsdrivende. Vilkåret bidrar også til økt uforutsigbarhet i industriprosjekter av denne type."

Statoil hevder at utbygging av Snøhvit LNG ble godkjent uten CO₂ -håndtering. Stortingets tilleggsvilkår om utredning om tidssatt plan for pilotanlegg for CO₂ -reduserende teknologier har Statoil besvart som en selskapssak og sendt til OED i brev av 11.12.2002. I Statoils svar anbefaler de at pilotanlegg for CO₂ -håndtering bør være enten på Kårstø eller Tjeldbergodden for en ca 10 MW hydrogenfyrt gassturbin. Det kan dermed synes som Statoil mener CO₂ -håndtering i energianlegget på Melkøya ikke lenger er et relevant tema.

Bakgrunnen for at SFT satte vilkåret om tilrettelegging for CO₂ -håndtering er bl.a. Miljøverndepartementets avgjørelser i omgjøringsvedtaket av 6.10.2000 for Naturkrafts gasskraftverk på Kårstø og Kollsnes og klageavgjørelsen vedrørende Industrikraft-Midt Norges planlagte gasskraftverk på Skogn av 4.10.2001. I disse sakene satte Miljøverndepartementet vilkår om tilrettelegging for CO₂ -håndtering bl.a. som følge av usikkerhet rundt framtidig virkemiddelbruk og introduksjon av ny teknologi. Etter SFTs vurdering skal det foreligge særlige grunner for å unnlate å stille et slikt vilkår overfor Snøhvit LNG, noe vi ikke kan se er tilfellet. SFT ser et slikt krav som et viktig bidrag til at det skal kunne tas i bruk ny miljøteknologi i løpet av anleggets levetid uten unødige ombyggingskostnader. I vår kontakt med Statoil, både skriftlig i forbindelse med konsekvensutredningen og muntlig i flere møter, har også CO₂ -utslipp vært et tema og vi har vist til Stortingets signaler og Miljøverndepartementets tidligere avgjørelser om gasskraftverk. SFT har for øvrig satt tilsvarende vilkår til ny energienhet i endret tillatelse for naturgassanlegget på Kårstø datert 29.9.2003.

Statoil skriver i brevet av 20.2.2004 at de er usikre på hva som menes med vilkåret om tilrettelegging. Videre skriver de at de anser vilkåret som oppfylt ved oversendelse av tidssatt plan for pilotanlegg som ble sendt til OED 11.12.2002. Statoil opplyser også om at det er plass på Melkøya til en evt. framtidig installasjon av anlegg for fjerning av CO₂ fra avgassen.

SFT er naturligvis inneforstått med at vilkåret om tilrettelegging for CO₂ -håndtering av avgassen i energianlegget på Melkøya er rundt formulert og ikke entydig gir anvisning på akkurat hva konsesjonshaver må gjøre for at kravet skal anses oppfylt. For enkelte forhold er likevel dette en type krav det må anses hensiktsmessig å sette, og det gjelder spesielt der konsesjonshaver må antas å ha betydelig kompetanse innenfor miljøfeltet. Dette var vurderingen i forhold til Naturkraft og Industrikraft Midt-Norge - og også i forhold til Statoil.

Statoils plan fremlagt i brev 11.12.2002 til OED om mulig pilotanlegg enten på Kårstø eller Tjeldbergodden kan ikke ses å ha særlig interesse for å vise hvordan Statoil vil oppfylle SFTs vilkår i utslippstillatelsen for energianlegget av 23.6.2003 for Snøhvit LNG på Melkøya. Det nevnte brevet er svar på et vilkår satt av Stortinget i forbindelse med godkjenning av PUD som ble fulgt opp av OED. SFT har således ikke direkte tatt stilling til innholdet i dette. Vi vil påpeke at kravet om tilrettelegging for CO₂ -håndtering i utslippstillatelsen for energianlegget på Melkøya gjelder nettopp for nevnte energianlegg.

En redegjørelse for hvordan Statoil vil oppfylle dette vilkåret behøver ikke bestå i en omfattende rapport. Skal redegjørelsen gi grunnlag for å vurdere hvorvidt vilkåret om tilrettelegging kan antas å bli oppfylt, behøves imidlertid en nærmere beskrivelse av eksempelvis fysisk plass til anlegg, at det ikke er planlagt rørgater eller utstyrsenheter som vanskeliggjør/forhindrer installering, beskrivelse av aktuelle løsninger for håndtering av utseparert CO₂ mv. Etter SFTs vurdering er ikke Statoils brev av 20.2.2004 fyllestgjørende i denne sammenheng. I SFTs vilkår i tillatelsen av 23.6.2003 har vi ikke særskilt stilt krav om en slik redegjørelse fra Statoil. Vi ser at dette er en svakhet ved utformingen og vil anbefale at departementet i sin klageavgjørelse utfyller vilkåret med krav om en slik redegjørelse med frist eksempelvis innen ett år før oppstart.

Med hilsen

Håvard Holm
SFT-direktør

Ingrid Bjotveit
Direktør for Næringslivsavdelingen

Vedlegg:
E-post fra Statoil datert 29.3.2004