Statoil 4035
Stavanger

Dato: 13.9.2004
Vår ref.: 2002/1169-98

Vi viser til Deres søknad om tillatelse av 27.11.2002, utfyllende dokumentasjon om utslippsstrømmene og vannrenseanlegget datert 13.11.2003 samt brev av 5.4.2004 om mindre endring av søknaden og brev av 3.9.2004 vedrørende utslippstallene for hydraulikkvæske. Videre viser vi til tillatelse til energianlegget i Snøhvit LNG datert 23.6.2003.

Statens forurensningstilsyn (SFT) har ferdigbehandlet den resterende delen av søknaden til Snøhvit LNG og har besluttet å gi tillatelse på visse vilkår. Den samlede tillatelsen for Snøhvit LNG med tilhørende vilkår følger vedlagt dette brev. Tillatelsen er gitt med hjemmel i forurensningsloven § 11 jf § 16. Ved avgjørelsen er det lagt vekt på de forurensningsmessige ulemper ved tiltaket sammenholdt med de fordeler og ulemper tiltaket for øvrig vil medføre. Ved fastsettingen av utslippsgrenseverdier og øvrige krav er det videre lagt til grunn hva som kan oppnås ved bruk av beste tilgjengelige teknikker (BAT).

De utslippskomponenter fra virksomheten som er antatt å ha størst miljømessig betydning, er uttrykkelig regulert gjennom spesifikke vilkår i tillatelsens pkt. 3 flg. Utslipp som ikke er uttrykkelig regulert på denne måten, er omfattet av tillatelsen i den grad opplysninger om slike utslipp ble fremlagt i forbindelse med saksbehandlingen eller må anses å ha vært kjent på annen måte da vedtaket ble truffet. Dette gjelder likevel ikke utslipp av prioriterte stoffer oppført i vedlegg 2. For virksomheter hvor slike stoffer benyttes som innsatsstoffer eller dannes under produksjonen, er utslipp av stoffene bare omfattet av tillatelsen dersom dette fremgår uttrykkelig av vilkårene i tillatelsens pkt. 3 flg. eller utslippene er så små at de må anses å være uten miljømessig betydning.

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 uttrykkelig er satt spesifikke grenser for.

Det kan foretas endringer i denne tillatelsen i henhold til 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 skal i henhold til søknaden være et naturgassanlegg plassert på Melkøya i Hammerfest som mottar gass og kondensat fra feltene Snøhvit, Albatross og Askeladd. Feltene planlegges og bygges ut med undervanns-produksjonsanlegg. Ubehandlet brønnstrøm fra feltene skal føres i en ca 160 km lang flerfase rørledning til prosessanlegget på Melkøya for behandling. Petroleumsproduktene LNG, LPG og kondensat skal transporteres i spesialskip fra Melkøya til kundene. Gassbehandlingsanlegget planlegges med en produksjonskapasitet på 5,8 G Sm³ rikgass per år og med oppstart for anlegget høsten 2005.

Søknad om tillatelse til boring av brønner på feltene behandles som en egen sak og omfattes ikke av vedtaket her.

Søknaden for Snøhvit LNG omfatter utslipp fra landanlegget på Melkøya som består av energianlegg og LNG-prosessanlegg samt operasjonelle utslipp av hydraulikkvæske ved installasjonene offshore og utslipp av utskilt CO₂ fra naturgassen til egnet reservoar ved Snøhvit-feltet. Statoil fikk 23.6.2003 utslippstillatelse for energianlegget i Snøhvit LNG. Energianlegget omfattes således ikke av dette vedtaket og blir derfor heller ikke omtalt nærmere nedenfor.

Søknaden omfatter følgende:

- utslipp av hydraulikkvæske fra feltene offshore,
- injeksjon av CO₂ i reservoar under havbunnen,
- utslipp av kjølevann fra prosessanlegget på Melkøya,
- bruk og utslipp av kjemikalier i Snøhvit LNG,
- utslipp fra vannrenseanlegget,
- utslipp av ballastvann fra produktskipene ved Melkøya,
- utslipp til luft fra prosessanlegget,
- støy fra aktivitetene på Melkøya.

Saksgang

Søknaden er behandlet i samsvar med forskrift om begrensning av forurensning av 1.6.2004 kapittel 36 om behandling av tillatelser etter forurensningsloven.

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.

SFT sendte Statoils brev av 5.4.2004 med endrede opplysninger mht. det omsøkte anleggets design på høring i brev av 13.4.2004. Kystverket var den eneste av høringspartene som uttalte seg, og de hadde ingen kommentarer.

Nedenfor er hovedpunktene i høringsuttalelsene samt Statoils kommentarer til uttalelsene gjengitt:

Hammerfest havnevesen savner vurdering av utslipp fra rør mellom Melkøya og feltene ved mulige skader på ledningene. De mener eventuelle kondensatlekkasjer bør gå til oppsamlingsbasseng og renses før utslipp. Videre mener de at Statoil må pålegges å inngå samarbeidsavtale med den kommunale/interkommunale forurensningsberedskapen angående eventuelle utslipp fra Snøhvit LNG, inkludert utslipp fra skip ved kai. Dette må være i tillegg til egen beredskap som må være tilstrekkelig for å kunne legge lenser rundt skip ved terminalen.

Bellona kommenterer at det er lagt strenge kriterier for utslipp til sjø i konsekvensutredningen for Lofoten og Barentshavet, og de mener disse føringene må vektlegges i behandlingen av utslippssøknaden for Snøhvit LNG. Bellona er kritisk til at Statoil har valgt et åpent system for hydraulikkvæske og savner vurdering av hydraulikkvæskens effekter på miljøet. Videre mener de det er symptomatisk at Statoil har fordoblet utslippet av hydraulikkvæske i søknaden i forhold til det som ble oppgitt i konsekvensutredningen. Angående utslipp til sjø fra renseanlegget mener Bellona det må installeres renseløsninger som renser det produserte vannet for olje og oppløste organiske komponenter som alkylfenoler, BTEX, PAH mv. Bellona er kritisk til det relativt store utslippet av aktivert metyldietanolamin (aMDEA) og etterlyser mer omfattende vurdering av mulighetene for bruk av det mindre miljøskadelige aminet diisopropanol (DIPA). Bellona mener SFT må pålegge Statoil bruk av diffusor for å bedre spredningen av utslipp av kjølevann.

Hammerfest kommune foreslår at miljøovervåkingsprogrammet som skal utarbeides for Snøhvit LNG sendes på høring til kommunen før det endelig godkjennes. De krever at det utarbeides en beredskapsplan for forebyggende og beredskapsmessige tiltak for alle aktivitetene knyttet til Snøhvit LNG. I denne planen må også ansvaret avklares mellom ulike instanser, og kommunen foreslår at en slik plan må sendes til dem for kommentering før den godkjennes. Hammerfest kommune etterlyser utredning/beskrivelse av eventuelle luktproblemer fra landanlegget på Melkøya. Kommunen mener systemet for kjølevannet må utformes slik at det kan benyttes lokalt i Hammerfest. Videre er de positive til at Statoil utreder ulike løsninger for håndtering av ballastvann og mener problematikken rundt ballastvann må avklares og løses før frakting av produktene fra Melkøya.

Direktoratet for naturforvaltning (DN) mener det er viktig å ha de nødvendige rensetrinn i vannrenseanlegget for å oppfylle målsettingen om null utslipp av giftstoffer. Videre påpeker de at dersom utslipp av kjølevann og forurenset vann fører til planktonvekst og en ansamling av fisk rundt utslippsstedet, kan dette resultere i at det hos toppkonsumentene vil forekomme forhøyede verdier av stoffene som finnes i det forurensede utslippsvannet. DN trekker da særlig fram oter, som er en stasjonær art ved Melkøya, men også svartbak og teist som er fiskespisende og ansvarsarter. Ærfugl som spiser blåskjell kan også være mottaker av forurensning. DN mener virkninger over tid på toppkonsumenter bør utdypes i miljøovervåkingsprogrammet. DN mener også det bør utarbeides en plan for avslutning av anlegget.

Natur og Ungdom mener SFT skal stille krav om null-utslipp til sjø iht. utredningsprammet for Lofoten og Barentshavet. Videre forventer de at det utarbeides tilleggsutredning om konsekvenser av utslipp av hydraulikkvæske og at SFT ser nøye på mulighetene for å redusere disse utslippene.

Fylkesmannen i Finnmark påpeker viktigheten av null-utslipp av miljøfarlige stoffer til sjø av hensyn til sårbarheten og skadepotensialet i dette området. Overvåkingsprogrammet må omfatte både lokale og regionale forhold bl.a. av hensyn til havbruksnæringen i Finnmark som driver oppdrett nær utslippspunktene fra Snøhvit LNG. Fylkesmannen forutsetter at Statoil blir pålagt å skifte ut/rense ballastvann slik at det ikke blir utslipp i nære kystområder.

Kystverket gjør oppmerksom på at tiltak som skal utføres i sjø skal behandles etter Havne- og farvannsloven. De har for øvrig ingen kommentarer til utslippssøknaden.

Oljedirektoratet (før Petroleumstilsynet ble skilt ut) og Enova har ingen kommentarer til søknaden.

Statoils kommentarer til høringsuttalelsene:

Generelle kommentarer
Statoil har en miljøstrategi om null skadelige utslipp og risikobasert styring. Statoil mener miljørisikoanalysen som er laget for regulære og akutte utslipp er lav og akseptabel, og de viser til forskningsprogrammet PROOF om langtidseffekter av utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten som startet i 2002 og avsluttes i 2008.

Hydraulikkvæske
Statoil har valgt et åpent hydraulikksystem på Snøhvit fordi de mener dette gir et enklere og mer robust system mht. driftssikkerhet og regularitet. For felt med lang avstand til land vil et lukket hydraulikksystem bli komplekst og ha en høyere risiko mht. sikkerhet for stegning og åpning av ventiler. Videre fremhever Statoil at det ikke finnes ferdig kvalifiserte systemer for retur av hydraulikkvæske til land over de aktuelle avstandene mellom feltene og Melkøya (ca 160 km). Hydraulikkvæsken som Statoil planlegger å bruke er ifølge dem ansett som lite giftig, nedbrytbar og miljømessig akseptabel, og de mener de følger prinsippet om null skadelig utslipp ved sitt hydraulikksystem. Omsøkt utslippsmengde er basert på erfaringstall per brønn fra felt i Nordsjøen.

Renseanlegget
Statoil har valgt et totrinns renseanlegg som består av et mekanisk og et biologisk trinn og det er planlagt store oppsamlingsbasseng for å kunne håndtere variasjoner i utslippsmengder og konsentrasjoner. Vannrenseanlegget er utformet for kunne rense produsert vann, drenasjevann og prosessvann til spesifiserte konsentrasjoner, og Statoil mener alkylfenoler, BTEX og PAH vil brytes ned med over 90 % i renseanlegget. Statoil opplyser at det er klargjort for rensing av kvikksølv dersom brønnstrømmen inneholder større mengder kvikksølv enn forutsatt. Kjemikaliene som planlegges å brukes mener Statoil oppfyller målsettingen om null skadelige utslipp til sjø.

Statoil opplyser at eventuell kondensatlekkasje, både rundt kondensattanker og lastesystem for kondensat, skal ledes til drenering og gå via renseanlegg før utslipp.

Kjølevann
Statoil har valgt en utslippsløsning der kjølevann og renset avløpsvann fra vannrenseanlegget slippes ut i en felles utslippstunnel. Utslippspunktet er på 30 meters dyp ca 130 meter fra strandsonen på nordsiden av Melkøya. Statoil har fått Akvaplan Niva til å vurdere konsekvenser av utslipp av kjølevann. På bakgrunn av deres rapport antar Statoil at beregnet forventet overtemperatur på 0,19 °C ikke vil ha effekt på økologien omkring utslippspunktet. Statoil opplyser at de har utredet bruk av diffusor for å bedre spredningen av kjølevannsutslippet. De har ikke valgt denne løsningen fordi de mener kompleksiteten ved å koble diffusor på enden av utslippstunnelen er stor og fordi den forventede overtemperaturen er relativt liten.

Statoil har tilrettelagt for bruk av oppvarmet kjølevann som representerer en varmemengde på ca 200 MW ved å utforme kjølevannssystemet slik at interesserte aktører kan hente kjølevann uten at mottakere av kjølevannet og LNG-anlegget påvirker hverandres drift og driftsstanser. Kjølevannet må hentes for egen kostnad av eventuelle interesserte aktører.

Ballastvann
Statoils strategi for å hindre overføring av fremmede arter via ballastvannet er utskifting av ballastvann iht. IMOs retningslinjer. De mener det er den miljømessig beste løsningen som finnes kommersielt tilgjengelig i dag. Statoil opplyser at de vil vurdere bruk av Statoils patentsøkte teknologi for rensing av ballastvann når nødvendig testing og validering er utført.

Overvåkingsprogram
Statoil skriver at miljøovervåkingsprogrammet skal baseres på kartleggingsarbeidet og grunnlagsundersøkelsene som ble utarbeidet i forbindelse med konsekvensutredningen for Snøhvit LNG. Overvåkingsprogrammet for Snøhvit omfatter både områder ved Melkøya og offshoreanlegget. Statoil opplyser at programmet for områdene ved Melkøya skal utarbeides i samarbeid med nasjonale og lokale myndigheter, og det skal også omfatte overvåking for å avdekke eventuell introduksjon av fremmede arter. Programmet skal foreligge i god tid før oppstart av anlegget.

Beredskapsplaner
Statoil opplyser at det skal lages en beredskapsanalyse mot akutt forurensning som omfatter utslipp fra feltene, rørledning og landanlegg inklusive utslipp fra skip ved kai. Det skal identifiseres definerte fare- og ulykkeshendelser (DUFer) som anses som dimensjonerende mht. beredskap mot akutt forurensning. Med grunnlag i disse skal beredskapsplaner lages. Statoil opplyser videre at ved etablering avberedskapsorganisasjonen vil de i størst mulig grad søke samarbeid med ressurser i lokalsamfunnet.

Luktproblemer fra landanlegget
Statoil mener det vanligvis ikke er luktproblemer fra gassanlegg som Snøhvit LNG. De er forventer heller ikke luktproblemer i situasjoner med stans i CO₂ -injiseringen der CO₂ fakles av, selv om utskilt CO₂ fra naturgassen også inneholder små mengder H₂S.

Begrunnelse for avgjørelsen

Statoil søker om utslipp fra følgende enheter i Snøhvit LNG:

1. Åpent hydraulikksystem på feltene; årlige utslipp 18,5 - 36,5 m³.
2. CO₂ -fjerningsenheten; årlig injeksjon av CO₂ ca 730 000 tonn til undergrunnen.
3. Kjølevann; årlige utslipp på 43 000 - 48 000 m³ /time.
4. Kjemikalier som benyttes i Snøhvit LNG på Melkøya.
5. Vannrenseanlegget; kjemikalier, produsert vann og prosessvann - årlige utslipp ca 109 000 m³.
6. Luftutslipp fra prosessanlegget: fakling, diffuse utslipp, ved lasting, CO₂ -ventilering mv.
7. Støy fra anlegget på Melkøya; støy på dagtid på 47 dBA ved nærmeste boligområde.

SFT legger bl.a. til grunn følgende overordnede rammer for behandling av søknaden:

- St.meld. nr.12 (2001-2002) Rent og rikt hav
- St.prp. nr. 35 (2001-2002) Utbygging, anlegg og drift av Snøhvit LNG
- St.meld. nr.25 (2002-2003) Regjeringens miljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand
- St.meld. nr. 38 (2003-2004) Om petroleumsvirksomheten
- IPPC-direktivet med tilhørende relevante BREF (best available techniques reference documents)

Ad. 1 Åpent hydraulikksystem

Det blir benyttet hydraulikkvæske til åpning og lukking av brønnene på feltene offshore. Hydraulikkvæske ledes i to parallelle rør fra landanlegget på Melkøya til de enkelte brønnene. Rørene er ca 160 km lange, og de rommer til sammen ca 164 m³ hydraulikkvæske.

Statoil har i søknaden lagt til grunn et åpent hydraulikksystem slik at hydraulikkvæsken som slippes ut ved åpning og lukking av ventiler slippes direkte ut til sjø. Statoil har også vurdert lukket hydraulikksystem med returledning til Melkøya. Statoil fremholder at det per i dag ikke finnes ferdig kvalifiserte systemer for retur av hydraulikkvæske til land over slike avstander som er aktuelle for Snøhvit. I tillegg vil et lukket system være mer komplisert for å sikre at returvæsken kommer tilbake til land og forhindre høye mottrykk som kan gi utilsiktede stegninger av ventiler. En eventuell stopp i retursystemet er en sikkerhetsrisiko mht. lukking av sikkerhetsventilen mot reservoaret. Dette er en vurdering som deles av Petroleumstilsynet og som SFT finner å kunne legge til grunn for tillatelsen.

For å følge opp målsettingen om null miljøskadelige utslipp vil Statoil ta i bruk hydraulikkvæske med miljøakseptable egenskaper. Det har imidlertid vist seg at hydraulikkvæsken Statoil hadde planlagt å bruke har nedbrytningsstoffer som klassifiseres som ikke miljøakseptable. Statoil opplyser i brev av 3.9.2004 til SFT at det fortsatt pågår arbeid med å utvikle hydraulikkvæske med miljøakseptable iboende egenskaper og nedbrytningsprodukter, og at de har stor tro på at dette arbeidet lykkes.

SFT legger til grunn for tillatelsen at Statoil benytter hydraulikkvæske med miljøakseptable iboende egenskaper og nedbrytningsprodukter. For å kunne detektere eventuelle lekkasjer og feil i hydraulikksystemet må væsken inneholde fargestoff. Statoil planlegger å benytte fargestoffet fluorescein med en konsentrasjon på 0,0005% i hydraulikkvæsken. Fargestoffet er ikke giftig eller bioakkumulerbart, men det er lite nedbrytbart og blir derfor kategorisert som et rødt kjemikalie. Planlagt bruk av fargestoff medfører utslipp av ca 10 gram rødt stoff per brønn per år.

Statoil søker om utslipp av følgende mengder hydraulikkvæske:

-18,5 m³ per år i perioden 2005-2009 (for 11 brønner),
-21,5 m³ per år i perioden 2010-2012 (for 12 brønner) og
-36,5 m³ per år i perioden 2013-2021 (for 22 brønner).

Utgangspunktet for omsøkte utslippsmengder er erfaringstall fra feltene i Tampen-området, korrigert for antall ventiler og type ventiler, som tilsier et forbruk rundt 1,64 m³ per brønn per år. I sine kommentarer til høringsuttalelsene i brev av 6.5.2003 oppga Statoil andre tall en dem som er lagt til grunn i søknaden. Statoil har imidlertid i brev av 3.9.2004 fastholdt at det er opplysningene lagt til grunn i søknaden som er de korrekte. De understreker at tallene som fremkommer i brev av 6.5.2003 ikke er representative for hydraulikksystemet som er planlagt i Snøhvit LNG og at det beror på en feil fra Statoils side at disse ble benyttet i det nevnte brevet.

Konklusjon
SFT tillater åpent hydraulikkvæskesystem og utslipp av hydraulikkvæske under forutsetning av at væsken har miljøakseptable iboende egenskaper og at nedbrytningsproduktene også er miljøakseptable iht. til definisjonene i vedlegg 2 i forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten av 31.8.2001 (aktivitetsforskriften), dvs. kategoriseres som grønn eller gul. Videre tillates det at væsken inneholder 0,0005 % fargestoff som kan kategoriseres som rød. Hydraulikkvæsken som benyttes og slippes ut offshore skal videre testes iht. bestemmelsene i aktivitetsforskriften § 56.

Det tillates utslipp av 1,64 m³ hydraulikkvæske per brønn per år som omsøkt. Etter SFTs vurdering forventes det ikke negative miljøeffekter av betydning som følge av utslippet. Statoil må imidlertid være forberedt på at disse utslippsgrensene kan skjerpes ved ny kunnskap om mulige effekter, ved introduksjon av forbedret hydraulikksystem eller som ledd i å oppfylle nasjonale og internasjonale forpliktelser.

Ad. 2 CO₂ -fjerningsenheten

Før naturgassen kan sendes til LNG-prosessanlegget må CO₂ fjernes. Innholdet av CO₂ i gassen fra de aktuelle feltene som leverer til Snøhvit LNG ligger mellom 5 og 8 %. CO₂ som er separert fra naturgassen rekomprimeres, pumpes til nødvendig trykk og tørkes før transport i en ca 160 km lang ledning og injiseres i egnet reservoar. Dette krever 11 MW, dvs. nesten 6 % av kraftbehovet i Snøhvit LNG.

Statoil har planlagt en løsning der utskilt CO₂ injiseres i egnet formasjon. Dette vurderer SFT som en god miljømessig løsning for denne gassen. Utskilt CO₂ skal lagres i Tubåen-formasjonen som ligger rundt 100-200 meter under gasskappen i Snøhvit-feltet. Statoil opplyser at det er liten sannsynlighet for lekkasje fra lagret CO₂ i Tubåen-formasjonen til hovedreservoaret fordi det er en 100 meter tykk formasjon, Nordmela, mellom disse formasjonene. Dersom det likevel skulle vise seg at injisert CO₂ når hovedreservoaret vil all CO₂ sannsynligvis bli løst i oljekolonnen som ligger under gasskappen. Statoil har erfaring med overvåking av CO₂ fra injisering av CO₂ fra Sleipner-feltet til Utsira-formasjonen i det internasjonale forskingsprogrammet SACS (Saline Aquifer CO₂ Storage). I dette programmet skal det bl.a. utarbeides et Best-praksis dokument for undergrunnslagring. SFT legger til grunn at Statoil benytter tilnærmingen som anbefales i Best-praksis dokumentet for lagring av CO₂ ved Snøhvit-feltet.

Statoil søker om å injisere 730 000 tonn CO₂ per år.

Konklusjon
Statoil får tillatelse til å injisere omsøkt mengde CO₂ til egnet reservoar. Etter SFTs vurdering er dette en god miljømessig løsning for å hindre at denne CO₂ -mengden slippes ut til atmosfæren.

Statoil pålegges å overvåke lagret CO₂ i reservoaret for å kartlegge eventuelle lekkasjer fra reservoaret. Overvåking av CO₂ skal inkluderes i overvåkingsprogrammet som skal utarbeides for hele anlegget.

Ad. 3 Kjølevann

Inntak for kjølevannet er plassert ca 1000 meter nordvest for Melkøya og på 80 meters dyp. Uttaket er plassert ca 130 meter vest for Melkøya og på 30 meters dyp. Kjølevannet tas inn med en temperatur rundt 4 °C og slippes ut med temperatur rundt 15 °C.

Statoil planlegger å slippe ut ca 43 000 m³ per time og 48 000 m³ per time når det er behov for rekompresjon ca 5-7 år etter oppstart. Det forventes at kjølevannet vil trenge gjennom til overflaten både i sommer- og vintersesongen. Videre forventes det en økning i temperaturen (overtemperatur) i influensområdet ca 100 meter fra utslippsstedet på 0,8 °C og 500 meter fra utslippsstedet forventes overtemperaturen å synke til ca 0,1°C.

Akvaplan Niva skriver i sin grunnlagsrapport til konsekvensutredningen for Snøhvit LNG at de forventer at strandsonen langs Melkøya vil bli påvirket av kjølevannet. De viser til tidligere studier om effekter av overtemperatur på opptil 3 °C som sier at selv om 3_C overtemperatur hadde til dels klare virkninger på enkeltarters og enkeltindividers biologi, var virkningene ikke entydig negative. Virkningene har i ulik grad motvirket hverandre, slik at total samfunnsstruktur både på hard- og bløtbunn i liten grad ble påvirket. Niva mener en slik konklusjon også er sannsynlig for strandområdene rundt Melkøya. SFT har på denne bakgrunn kommet til at muligheten for negative miljøeffekter av det omsøkte kjølevannsutslippet må antas å være liten.

Statoil har vurdert andre utslippsløsninger som bruk av diffusor og lenger utslippsledning. Bruk av diffusor vil gi en bedre fortynning i resipienten. Det er imidlertid komplisert å koble en diffusor til enden av tunnelen på grunn av rørets størrelse og at røret ikke er foret. Statoil fremholder at det heller ikke er sannsynlig at en vil klare å innlagre kjølevannet vinterstid selv med diffusor. Ved bruk av lengre utslippsledning, med påfølgende dypere utslipp, viser simuleringer gjort av Akvaplan Niva at selv med et utslipp på 100 meters dyp vil utslippsvannet bryte gjennom overflaten vinterstid. Med lengre utslippsledning må i tillegg utslippet skje lenger nord - noe som kan medføre fare for at inntaksvannet blir påvirket av utslippsvannet.

Det er ikke behov for bruk av biosider i kjølevannsystemet med valgt løsning.

Konklusjon
SFT tillater utslipp av 43 000 - 48 000 m³ kjølevann per time med temperatur på 15 °C. På bakgrunn av de undersøkelser og beregninger som er gjort er det etter SFTs vurdering ikke grunn til å forvente negative effekter av betydning på økosystemene i resipienten. Statoil skal inkludere kjølevannsutslippene i overvåkingsprogrammet og som en del av dette skal det gjennomføres måling av overtemperatur i resipienten ett år etter oppstart. Det tillates ikke bruk av biosider i kjølevannsystemet.

Ad. 4 Kjemikalier som benyttes i Snøhvit LNG på Melkøya

Statoil benytter kjemikaler i LNG-prosessen (produksjonskjemikalier) og i renseanlegget (hjelpekjemikalier) på Melkøya, i tillegg til hydraulikkvæsken som benyttes offshore og som er behandlet under pkt. 1. Bortsett fra hydraulikkvæsken slippes kjemikaliene ut via renseanlegget og det settes spesifikke krav til dette utslippsvannet (se pkt. 5).

Poduksjonskjemikaliene som benyttes i LNG-prosessen er følgende:

- monoetylenglykol (MEG) som hindrer hydratdannelse og korrosjon i brønnstrømledningene fra feltene;
- lut (NaOH) som pH-stabilisator;
- korrosjonshemmer som benyttes periodevis når brønner produserer unormalt mye formasjonsvannet;
- avleiringshemmer som normalt ikke benyttes, kun dersom innholdet i vannet medfører utfellinger;
- skumdemper i CO₂ -fjerningsanlegget;
- amin (MDEA) og aktivator (piperazin) som benyttes for fjerning av CO₂ fra brønnstrømmen.

Hjelpekjemikaliene som benyttes i vannrenseanlegget er følgende:

- flokkulanter, én for utfelling av suspendert stoff og én for fjerning av vann i slam;
- skumdemper;
- jernklorid for økt utfelling av slam,
- fosforsyre, næringsstoff til bakteriene,
- urea, næringsstoff til bakteriene,
- NaOH som pH-regulator,
- svovelsyre som pH-regulator,
- aktivert amin (aMDEA) for å tilpasse sammensetningen i slammet.

Kjemikaliene som er valgt er i hovedsak miljøakseptable iht. definisjonen i vedlegg 2 til aktivitetsforskriften med unntak av avleiringshemmer og aktivert amin (piperazin og MDEA). Definisjonen av hva som anses som miljøakseptable kjemikalier er knyttet kjemikaliets iboende egenskaper som giftighet, nedbrytbarhet og akkumulerbarhet. Kjemikaliene som ikke defineres som miljøakseptable inneholder stoff som skal prioriteres for substitusjon i overensstemmelse med den generelle substitusjonsplikten nedfelt i lov om produktkontroll av 11.6.76. nr. 79 § 3 a. Piperazin er i tillegg et kjemikalie som omfattes av EUs program for risikovurdering av eksisterende stoffer. Dette kan medføre at kjemikaliet, når det er ferdig risikovurdert, vil bli omfattet av ulike restriksjoner for bruk (for eksempel i EUs begrensningsdirektiv).

Mengdene kjemikalier som planlegges benyttet vil variere og maksimale mengder er oppgitt i Statoils søknad av 27.11.2002. Ifølge søknaden slippes det ut kun aktivert amin av de tilsatte kjemikaliene.

Konklusjon
SFT tillater bruk av kjemikalier i overensstemmelse med søknaden, men vi vil understreke plikten bedriften har til å bruke mindre miljøskadelige kjemikalier der slike finnes og kan benyttes uten urimelig kostnad eller ulempe for virksomheten. Videre tillater SFT utslipp av aktivert amin fra renseanlegget. Dette utslippet må imidlertid være på et minimum pga. kjemikaliets betenkelige miljøegenskaper og lavere enn de maksimale utslippene Statoil har søkt om, jf pkt. 5 Vannrenseanlegget nedenfor.

Ad. 5 Vannrenseanlegget

Vannrenseanlegget mottar følgende vannstrømmer:

- prosessvann fra CO₂ -separasjon, ca 0,5-1 m³ per time som inneholder aminer (aMDEA),
- prosessvann fra CO₂ -tørking og -kompresjon, ca 1 m³, som inneholder noe hydrokarboner og noe aminer,
- prosessvann fra MEG gjenvinningsenheten, 5-7,5 m³ per time, som inneholder hydrokarboner,
- prosessvann fra tørkere for gjenvinning av gass og kondensat, ca 0,5 m³,
- produsert vann (formasjonsvann og utkondensert vann hhv. ca 5 m³ per døgn og 50 m³ per døgn), som inneholder salter, fenoler og hydrokarboner,
- drenasjevann fra forurensede områder, variable mengder avhengig av nedbør, søl, lekkasjer mv.

Vannrenseanlegget består av et totrinns renseanlegg. Oppholdstiden i renseanlegget ved normal og maksimum belastning er hhv. 6,8 døgn og 3,4 døgn. Ved nedsatt renseeffektivitetet har anlegget en bufferkapasitet, avhengig av vannstand i oppsamlingsbassengene og prosessbelastning, på mellom 3 og 8 døgn. Utslippet fra vannrenseanlegget føres sammen med kjølevannet fra prosessanlegget i en felles utslippsledning.

Det ene trinnet i vannrenseanlegget består i mekanisk forbehandling av de ulike strømmene inn til det andre trinnet som er et biologisk renseanlegg. Det mekaniske trinnet består av ulike tanker som mottar forurenset vann som inneholder hhv. aminer og hydrokarboner samt forurenset vann fra to utjevningsbasseng. De to utjevningsbassengene er utstyrt med hver sin oljeskimmer. Strømmer fra tanker og bassenger måles mht. mengde av total organisk karbon (TOC). I situasjoner med unormalt høye konsentrasjoner av kjemikalier eller hydrokarboner, kan en pumpe vannet over i et oppsamlingsbasseng og derfra rute det til biologisk renseanlegg i ønskede doser.

Det biologiske renseanlegget inneholder bakterier som skal bryte ned organiske karboner og aminer. For at bakteriene skal vokse og rense vannet trenger de tilsetting av hjelpekjemikalier. Doseringen bestemmes av mengde TOC som rutes til renseanleget. Aminforbindelsene er blant de vanskeligst nedbrytbare forbindelsene i anlegget, og renseanlegget er i hovedsak optimalisert for å rense disse effektivt. For å klare dette blir det tilsatt aktivert amin i små konstante mengder. Bakteriekulturens egenskaper til å bryte ned aminforbindelsene vedlikeholdes dermed også i perioder med lavt amininnhold i vannet. Ifølge Statoil vil renseanlegget ha en rensegrad mellom 80 % og 95 % for de ulike forurensningene.

I et biologisk renseanlegg er det viktig å unngå for store variasjoner i sammensetning og konsentrasjon av de organiske forbindelsene i vannet som skal renses for å kunne opprettholde høy renseeffekt. Videre er det viktig at faktorer som temperatur, pH og saltinnhold holdes mest mulig konstant for å unngå forgiftning av bakteriekulturen. Bakteriepopulasjonen har et optimum for alle disse faktorene som bestemmer effektiviteten i rensegraden for de ulike forurensningene. Som nevnt over er det biologiske rensetrinnet i hovedsak optimalisert mht. rensing av aminforbindelser. Dette kan medføre at renseeffekten av andre organiske forbindelser ikke er optimal. Det kan derfor være hensiktsmessig at disse komponentene renses i et eget trinn før vannet rutes til biologisk renseanlegg.

Statoil har søkt om å slippe ut følgende fra vannrenseanlegget:

Statoil opplyser i søknaden at det ikke vil være utslipp av hjelpekjemikaliene fra renseanlegget siden det blir tatt opp i biomassen i vannrenseanlegget. Det er heller ikke utslipp av avleiringshemmer, korrosjonshemmer og skumdemper fra renseanlegget. I utgangspunktet forventer Statoil lavt utslipp av kvikksølv. De har imidlertid tilrettelagt for installering av anlegg for fjerning av kvikksølv dersom det viser seg at produsertvannet inneholder høyere verdier av kvikksølv enn forventet.

I BAT referansedokument (BREF) for raffinerier, som omfatter anlegg som Snøhvit LNG, er følgende konsentrasjoner for relevante komponenter fra renseanlegget ansett mulig å oppnå ved bruk av BAT:

I BREF for raffinerier er tretrinns renseanlegg ansett å være BAT, dvs. mekanisk-, kjemisk- og biologisk rensetrinn.

Det pågår et arbeid i oljebransjen om å oppnå null miljøskadelige utslipp og null miljøfarlige utslipp fra petroleumsindustrien. Det innebærer at utslipp av forbindelser som karakteriseres som miljøfarlige iht. deres iboende egenskaper og nedbrytningsprodukter skal reduseres til et absolutt minimum. Miljøfarlige forbindelser omfatter miljøgifter og kjemikalier som inneholder stoff som kategoriseres som rødt og/eller svart iht. SFTs kriterier mht. giftighet, nedbrytbarhet og biologisk akkumulering. Fra vannrenseanlegget gjelder dette aktivert amin og miljøgifter som oktylfenol (C₈), nonylfenol (C₉), PAH og metaller som kvikksølv og krom. Aktivert amin er tilsatt kjemikalie mens de andre miljøgiftene finnes naturlig i det produserte vannet som transporteres sammen med gass og kondensat fra feltene.

Statoil kjenner foreløpig ikke sammensetningen av det produserte vannet fra feltene før produksjonen fra feltene er startet opp. De skal derfor innen 12 måneder etter oppstart sende SFT informasjon om den eksakte sammensetningen av produsertvannet samt forventede utslipp fra renseanlegget. På bakgrunn av denne informasjonen vil SFT sette spesifikke utslippsgrenser for de aktuelle miljøgiftene samt vurdere behov for pålegg om ytterligere rensing.

Når det gjelder utslipp av aktivert amin gir SFT tillatelse til utslippsmengder der vi tar utgangspunkt i lavere konsentrasjoner ved normal drift (3 mg/l) enn de konsentrasjonene Statoil har lagt til grunn i søknaden (5 mg/l). Utslipp fra renseanlegget skal oppfylle forpliktelsene om null-utslipp. Dette innebærer at utslippene av miljøskadelige og miljøfarlige stoffer må være ned mot null. Som en del av en slik dokumentasjon må Statoil gjennomføre en kjemisk og økotoksikologisk karakterisering av avløpsvannet.

Konklusjon
SFT aksepterer foreløpig totrinns renseanlegg som Statoil har søkt om. Dette gjøres på betingelse av at utslippene av miljøfarlige og -skadelige kjemikalier samt miljøgifter, slik de er definert i St.meld. nr 25, holdes på et slikt nivå at de kan anses å være i overensstemmelse med nullutslippsmålet. Det gis tillatelse til utslipp av 450 kg aktivert amin fra renseanlegget og dette er lavere enn omsøkte mengder. Utslippsgrensen er basert på SFTs vurderinger av hva som bør være mulig å oppnå ved optimal rensing av prosessvannet slik at utslippet kan være i tråd med målsettingen om nullutslipp. Med de tillatte utslippsmengdene og det utslippsarrangementet Statoil har planlagt, er det etter SFTs vurdering ikke grunn til å anta at utslippet vil medføre negative effekter av betydning i resipienten. Statoil må imidlertid være forberedt på at disse utslippskravene kan skjerpes ved ny kunnskap om mulige effekter, ved introduksjon av forbedret renseteknologi eller som ledd i å oppfylle nasjonale og internasjonale forpliktelser.

Statoil kjenner foreløpig ikke den eksakte sammensetningen av produsertvannet fra brønnstrømmen. De skal derfor etter ett års drift rapportere til SFT om vannets sammensetning samt forventede utslipp fra renseanlegget. SFT vil deretter vurdere utslippene og sette spesifikke krav til utslipp av miljøgifter, BTEX og andre relevante komponenter. I vedlagte tillatelse er disse komponentene dekket i de aggregerte betegnelsene hydrokarboner og fenoler.

Statoil får tillatelse til utslipp av maksimalt 1,5 mg/l hydrokarboner som månedsmiddel fra renseanlegget. SFT forutsetter imidlertid at konsentrasjonen av hydrokarboner midlet over året vil være lavere, og grensen for årsmidlet konsentrasjon settes derfor til 1 mg/l. Dette gir et maksimalt tillatt årlig utslipp på 110 kg. Denne utslippsgrensen er lavere enn den omsøkte på 5 mg/l og 550 kg per år. Omsøkte utslippsmengder ligger over de nivåer en kan forvente å oppnå ved bruk av BAT iht. BREF for raffinerier. For utslipp av fenoler og tungmetaller (de prioriterte stoffene) gir SFT tillatelse til omsøkte verdier i påvente av at en gjennom driften får mer informasjon om sammensetningen i produsertvannet.

Tillatte utslippsnivåer for de komponenter fra renseanlegget vi fastsetter grenser for i dette vedtaket er basert på hva som etter SFTs vurdering må anses som BAT for renseanlegget, og utslippene antas ikke å medføre negative miljømessige konsekvenser av betydning. Utslippsgrensene vil imidlertid bli endret dersom den eksakte sammensetningen i produsertvannet, med tilhørende utslipp fra renseanlegget, viser seg å gi uakseptable utslipp.

Statoil skal tilrettelegge for fjerning av kvikksølv som beskrevet i søknaden. Videre skal Statoil tilrettelegge for å etterinstallere et ekstra rensetrinn, slik at dette eventuelt kan gjennomføres uten unødig store forsinkelser og ekstrakostnader sammenliknet med en opprinnelig installering av tre rensetrinn dersom utslippene fra renseanlegget viser seg å bli uakseptable iht. målsettingen om nullutslipp. Statoil skal innen 1.9.2005 redegjøre overfor SFT for hvordan de planlegger å oppfylle kravet om slik tilrettelegging. Dersom Statoil mener alternativ behandling av utslippsvannet er relevant, kan de også inkludere mulige alternativer til et tredje rensetrinn i redegjørelsen.

Ad. 6 Luftutslipp fra prosessanlegget inklusive lagring og lasting av petroleumsprodukter

Statoil har søkt om følgende utslipp fra prosessanlegget:

- fyrt oljevarmer som brukes ved oppstart og når turbiner er ute av drift (1 100 tonn CO₂ per år, 1 tonn NO_X per år),
- nitrogenfjerningsenheten, det siste trinnet i prosesseringen før LNG sendes til lager (9 tonn CH₄ per år som følger med N₂ gjennom skorsteinen),
- CO₂ -ventilering når CO₂ -injektoren er ute av drift, ca 17 dager per år (40 000 tonn CO₂ per år, 54 tonn CH₄ per år, 120 tonn NMVOC per år, 3 tonn H₂S per år).
- fakling fra prosessen (15 000 tonn CO₂ per år, 14 tonn NO_X per år, 96 tonn CH₄ per år, 29 tonn NMVOC per år),
- fakling fra tankanlegget (2 600 tonn CO₂ per år, 2,5 tonn NO_X per år, 16 tonn CH₄ per år, 7 tonn NMVOC per år),
- diffuse utslipp fra pakninger, ventiler, flenser mv. (31 tonn CH₄ per år, 13 tonn NMVOC per år),
- incinerator kondensattank (4 483 tonn CO₂ per år, 6 tonn NO_X per år, 3 tonn CH₄ per år, 1 tonn NMVOC per år),
- returgass ved lasting av kondendsatskip (380 tonn CO₂ per år fra inertgassen i skipstankene, 200 tonn NMVOC per år),
- nedkjøling av LNG-tanker i skip, ca ett skip per år ( 1 712 tonn CO₂ per år, 0,7 tonn NO_X per år, 1,9 tonn NMVOC per år og 3,4 tonn CH₄ per år).

Fakkelsystemet er en del av sikkerhetssystemet i anlegget. Statoil planlegger liten pilotflamme i fakkelen for prosessanlegget. Øvrig fakling vil skje ved avvik fra normal drift. Det vil også være en liten fakkel knyttet til tankene og der fakles det kun når LNG-prosessanlegget er ute av drift. Statoil har valgt å installere High Intergrity Protection System (HIPPS) i fakkelsystemet i prosessanlegget. HIPPS er et system med hurtigvirkende ventiler som isolerer deler av prosessen og reduserer mengde fakkelgass i hver faklingsperiode. HIPPS vurderes som én av flere teknikker som anses å være en BAT-løsning for fakling i raffinererier. Statoil har vurdert bruk av slukket fakkel (dvs. ingen pilotflamme), men er kommet til at det ikke kan anses som en sikkerhetsmessig forsvarlig løsning. SFT finner at de omsøkte utslipp knyttet til fakling er forenlige med hva som kan anses som BAT for Snøhvit LNG.

Det vil være noe utslipp av NMVOC og CH₄ fra pakninger, flenser, vannrenseanlegget mv.(diffuse utslipp). Statoil har, ved design og planlagt drift, søkt å minimalisere disse utslippene bl.a. ved å minimalisere antall flenser og avgassing av væskestrømmer fra prosess før de sendes til avløpssystemet.

Når det gjelder utslipp av NMVOC ved lasting av kondensat planla Statoil opprinnelig brenning av returgassen i incineratoren knyttet til kondensattanken. Senere avdekket Statoil at det var for stor risiko knyttet til denne løsningen og planlegger i stedet å slippe returgassen ut ubehandlet. Returgassen inneholder relativt lave konsentrasjoner av hydrokarboner, i gjennomsnitt 3,5 %, og utslippene antas å være maksimalt 200 tonn per år fordelt over 10-15 lastinger. Å redusere NMVOC-utslippene enten ved gjenvinning eller forbrenning medfører bruk av energi og dermed økte utslipp av CO₂ og NO_X . Det må derfor foretas en totalvurdering av alle utslippene knyttet til lasting av kondensat - både med og uten tiltak - for å kunne vurdere hvilken løsning som er den minst miljøskadelige.

Ved lasting av kondensat til tankskipene er det nødvendig å tilføre inertgass til kondensattanken på Melkøya. Denne inertgassen består hovedsakelig av nitrogen, men vil også inneholde noe VOC. Etter hvert som kondensattanken på Melkøya fylles vil inertgassen fortrenges, og denne gassen planlegges å brenne i en incinerator. For å få inertgassen til å brenne er det nødvendig å tilsette fyrgass. Utslippene fra incineratoren vil dermed være utslipp av forbrenning av inertgass og fyrgass.

Når LNG-skip kommer fra tørrdokk vil det være behov for nedkjøling av tankene før de fylles. Nedkjølingen foregår ved å fylle tankene med LNG i flere trinn. Returgassen i denne prosessen sendes til fakkel. Etter første trinns nedkjøling inneholder returgassen en blanding av inertgass og hydrokarboner. Ved siste trinns nedkjøling inneholder returgassen i hovedsak "ren" metan. Også denne gassen planlegger Statoil å sende til fakling inntil de har en viss erfaring med renheten i gassen. Denne løsningen har Statoil planlagt pga. mulig fare for at gassen inneholder komponenter som kan ødelegge deler i LNG-anlegget. Nedkjøling av tanker på skip fra tørrdokk antar Statoil vil skje ca én gang per år.

Konklusjon
Statoil får tillatelse til de omsøkte luftutslippene fra prosessanlegget. Etter SFTs vurdering ligger de omsøkte luftutslippene innenfor rammen av hva det er rimelig å forvente ved bruk av BAT for anlegget, med mulig reservasjon angående utslipp fra incineratoren i kondensattanken på Melkøya og ved nedkjøling av LNG-tanker i skip som kommer fra tørrdokk jf. utredningskravene nedenfor.

Den største utslippskilden er fakkelsystemet i prosessanlegget og Statoil planlegger liten pilotflamme i fakkelen. Videre har Statoil planlagt å installere HIPPS for å minimere faklingen, og dette er etter SFTs vurdering en BAT-løsning for fakler.

Når det gjelder utslipp fra lasting og lagring får Statoil tillatelse til å slippe ut 200 tonn NMVOC per år fra lasting av kondensat som omsøkt. Denne utslippskilden vurderes å være relativt liten. Etter SFTs vurdering er det en bedre løsning å slippe returgassen som inneholder NMVOC ubehandlet ut enn å tilsette fyrgass for å forbrenne utslippene. Gjenvinning/hindring av utslippene vil være den beste løsningen miljømessig, men med de omsøkte utslippsmengdene vil slike løsninger gi en relativt beskjeden utslippseffekt med tilhørende mindre god kostnadseffektivitet enn andre NMVOC-reduserende tiltak. Statoil må imidlertid påregne å iverksette tiltak for å gjenvinne VOC-utslippene evt. hindre utslippene dersom disse utslippene øker som følge av utvidet produksjon.

Omsøkte utslipp fra nedkjøling av tanker vurderer SFT som unødig høye ved at all gassen som benyttes til nedkjøling skal fakles. Etter vår vurdering bør gassen som benyttes i siste nedkjølingstrinn gjenvinnes, enten i LNG-produksjonen eller for bruk i gasskraftverket. SFT pålegger derfor Statoil innen 1.1.2005 å utrede mulig bruk av denne gassen. Videre er SFT usikker på om bruk av incinerator til forbrenning av inertgass i kondensattanken på Melkøya er den beste miljømessige løsningen. Vi pålegger derfor Statoil å utrede alternativ til bruk av incineratoren som kan gi lavere utslipp av forbrenningsgasser totalt sett innen 1.1.2005. Etter en vurdering av disse utredningene vil SFT evt. endre utslippsgrensene for utslipp til luft fra prosessanlegget.

Ad. 7 Støy fra anlegget på Melkøya

De viktigste støykildene i Snøhvit LNG er faklene i prosessanlegget, gassturbingenerator, kompressorer, pumper, prosessrør og ventiler. Statoil har i søknaden lagt opp til flere støydempende tiltak som eksempelvis rørisolering, plassering av hjelpeanlegg i støydempet bygg, innbygging av gassturbiner mv. Statoil søker om tillatelse til 47 dBA på dagtid og 42 og 37 dBA på hhv. kvelds og natt-tid ved mest berørte bolig. I disse beregningene har Statoil lagt inn en margin på 5 dBA slik at forventet støynivå antas å ligge under omsøkte verdier. SFT understreker at samtlige anleggsrelaterte støykilder vil være omfattet av de støygrenser som fastsettes i vedtaket her, herunder lasting, lossing, intern transport mv.

SFT regulerer nå støy fra industri ved bruk av ny støyenhet, L_den , som er i overensstemmelse med EUs rammedirektiv for støy (2002/49/EF). Støyenheten L_den er en midlet verdi over døgnet. Verdien framkommer ved bruk av en formel der ulike deler av døgnet vektes ulikt. Denne formelen er beskrevet i vedlegg til EUs direktiv. Det foreligger per i dag utkast til nye planretningslinjer for støy som også omfatter støy fra industribedrifter. Grensen i utkastet er satt til 55 L_den (over døgnet)og 45 L_night (over natten). SFT fastsetter støygrenser for Snøhvit LNG i samsvar med nye anbefalte verdier i planretningslinjene, dvs. 55 L_den (over døgnet)og 45 L_night (over natten).Det understrekes at bedriften, selv om den holder seg innenfor de fastsatte støygrenser, plikter å redusere støyen mest mulig så langt dette kan skje uten urimelige kostnader.

Bakgrunnen for de nye grensene som nå settes til industristøy er ønsket om en harmonisering av grenseverdier for støy fra de ulike kildene (veitrafikk, fly, industri mv.).

Statoil skal inkludere måling av støy fra anlegget i sin kontroll med drift av anlegget.

Annet

Energistyringssystem
Ut fra miljø- og ressurshensyn er det et mål å ha så energieffektiv prosess i et anlegg som mulig for å redusere miljøbelastningen til et minimum.

I BREF for raffinerier er energistyringssystem oppført som BAT mht. drift av prosess- og energianlegg. Energistyringssystemet er et rapporteringssystem tilsvarende som for miljøovervåking, hvor målsettingen er å øke energieffektiviteten til anlegget gjennom å identifisere muligheter for energisparing og etablere interne tiltaksplaner. SFT pålegger Statoil å innføre et slikt energistyringssystem innen oppstart av anlegget.

Resipientovervåking
Statoil skal ha et program for miljøovervåking av effektene av utslippene til luft, til vann og til undergrunnen, samt støy, dvs. overvåking av tilstand og eventuell påvirkning fra Snøhvit LNG. Miljøovervåkingsprogrammet må som følge av dette bl.a. omfatte:

-marine undersøkelser (herunder også biologiske effekter av kjølevannsutslippet, kartlegging av mulige fremmede arter), effektstudier av utslippsvannet fra renseanlegget (herunder kjemisk og økotoksikologisk karakterisering);

-undersøkelser av nedfall av nitrogen samt effekter av nedfallet;
-luftkvalitet mht. NO₂ ;
-undersøkelser som kartlegger eventuell lekkasje av CO₂ fra reservoaret der CO₂ deponeres.

Det skal benyttes faglig uavhengig ekspertise ved utarbeidelse av undersøkelsesmetodikk og ved gjennomføring av overvåkingen. Forslag til programmet skal forelegges SFT for kommentarer innen 1.6.2005. SFT vil også sende forslaget til program til Hammerfest kommune for kommentarer slik kommunen ber om i høringsuttalelsen til utslippssøknaden. Resultater fra undersøkelser/overvåkingen skal sendes SFT til orientering, og videre omfang og hyppighet i undersøkelser vil bl.a. være avhengig av resultatene.

Ballastvann fra produktskipene
Miljøproblemene knyttet til ballastvann består i muligheten for introduksjon av fremmede arter i miljøet. Produktskipene som anløper Melkøya vil ha separerte ballasttanker slik at ballastvannet ikke inneholder hydrokarboner. Statoil har sett på ulike løsninger for behandling av ballastvann og har besluttet å gjennomføre utskifting av ballastvann underveis i henhold til IMOs retningslinjer. SFT legger til grunn at ballastvannet som vil bli sluppet ut fra Melkøya ikke inneholder forurensende komponenter. Utslippstillatelsen for Snøhvit LNG omfatter således ikke forurensende utslipp av ballastvann fra Melkøya.

Statoil utvikler for tiden ny teknologi og andre løsninger for behandling av ballastvann. Når nødvendig testing og validering er utført skal Statoil vurdere om produktskipene som anløper Melkøya skal ta i bruk ny Statoil-teknologi for rensing av ballastvann.

Som en del av overvåkingen av miljøet rundt Melkøya pålegges Statoil å inkludere kartlegging av mulige fremmede arter. Dersom overvåkingen gir indikasjon på etablering av fremmede arter må Statoil påregne krav om å gjennomføre tiltak for å hindre dette.

Program for måling og beregning av utslipp
Statoil skal utarbeide program for måling og beregning av utslipp knyttet til den årlige rapporteringen til SFT. Utkast til program skal sendes SFT for evt. kommentarer innen 1.4.2005.

Miljørisikoanalyse, beredskapsanalyse og -plan
Statoil har ikke ferdigstilt beredskapsanalysen og -planen for aktivitetene på Melkøya og farvannet utenfor. Miljørisikoanalyse av 7.5.2001 foreligger hos SFT og Statoil må vurdere behov for eventuell oppdatering av denne. Miljørisikoanalysen vil bli sendt på offentlig høring sammen med beredskapsanalysen og beredskapsplanen. Det er viktig at beredskap mot akutt forurensning er behandlet av SFT i god tid før oppstart. Statoil skal derfor sende eventuell oppdatert miljørisikoanalyse, beredskapsanalyse og -plan for aktivitetene på Melkøya, rørledningen og farvannet utenfor innen 1.1.2005 til SFT.

SFTs behandling av miljørisikoanalyse, beredeskapsanalyse og beredskapsplan omfatter aktiviteter på Melkøya, rørledningen og farvannet utenfor Melkøya. Transport av produkter i områder utenfor ovennevnte område omfattes imidlertid ikke av SFTs behandling av Statoils søknad om utslippstillatelse. Det er likevel viktig å bidra til helhetlig oppfølging av miljørisiko. Vi ber derfor om en kortfattet informasjon om hvordan Statoil følger opp de ansvarlige for denne transporten med hensyn på ivaretakelse av miljørisiko innen 1.1.2005.

Utslipp ved oppstart
Erfaringsmessig vil det i oppstartfasen (6 - 10 mnd.) fakles i betydelig grad og være ekstraordinære utslipp til luft og vann. SFT gir tillatelse til at utslippene i denne fasen kan ligge over de fastsatte grensene i tillatelsen, som jo er basert på normal drift i LNG-anlegget. Tillatelsen gis under forutsetning av at anlegget drives miljømessig forsvarlig, herunder forsvarlig drift av det biologiske renseanlegget. Utslippene ved oppstart skal rapporteres sammen med de øvrige utslippene i den årlige rapporteringen til SFT og med en særskilt begrunnelse for eventuelle overskridelser av utslippsgrenser.

Statoil har ikke i søknaden om utslippstillatelse oppgitt forventede utslipp i oppstartfasen. SFT pålegger derfor Statoil og sende SFT en redegjørelse om disse innen 1.9.2005. SFT kan på bakgrunn av redegjørelsen endre den generelle tillatelsen for utslipp i oppstartfasen og heller sette spesifikke utslippskrav.

De ekstraordinære utslippene kan være til sjenanse for naboer. SFT forutsetter at bedriften i tilknytning til oppstart/nedstegning av anlegget utarbeider rutiner for å gi tilstrekkelig god informasjon til omgivelsene.

Tabellen nedenfor gir oversikt over frister for gjennomføring av tiltak som tillatelsen krever:

Klageadgang

Tillatelsen kan påklages til Miljøverndepartementet av sakens parter eller andre med rettslig klageinteresse innen 3 uker fra underretning om vedtak er kommet fram eller fra vedkommende fikk eller burde skaffet seg kjennskap til vedtaket.. 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 til berørte i saken. I vedlagte tillatelse er kravene knyttet til energianlegget (jfr. vedtak av 23.6.2003) innarbeidet slik at tillatelsen for alle driftsutslipp knyttet til aktiviteter i Snøhvit LNG er samlet i ett dokument.

Med hilsen

Ingrid Bjotveit (e.f)
direktør for næringslivsavdelingen

Signe Nåmdal
seksjonsleder

Vedlegg 1: Utslippstillatelse med vilkår
Vedlegg 2: Liste over prioriterte stoffer

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 samfunnssikkerhet og beredskap, Oljedirektoratet, Petroleumstilsynet

VEDLEGG 1:
Tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for
Snøhvit LNG

Tillatelsen er gitt i medhold av lov om vern mot forurensninger og om avfall av 13. mars 1981 nr. 6, § 11 jfr. § 16. Tillatelsen er gitt på grunnlag av opplysninger gitt i søknad av 27.11.2002 samt opplysninger fremkommet under behandlingen av søknaden. Vilkårene framgår på side 1 til og med side 12.

Tillatelsen gjelder fra dags dato.

Bedriften må på forhånd avklare skriftlig med SFT endringer den ønsker å foreta i forhold til opplysninger gitt i søknaden eller under saksbehandlingen som kan ha miljømessig betydning.

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

Bedriftsdata:

1. Produksjonsforhold/utslippsforhold

Tillatelsen gjelder forurensning fra produksjon av LNG, LPG og kondensat. Tillatelsen er basert på en årlig behandling av 6,45 millioner tonn brønnstrøm og som gir årlig produksjon av 4,3 millioner tonn LNG, 0,34 millioner tonn LPG og 0,83 millioner tonn kondensat. Ved vesentlige endringer skal bedriften søke om endring av tillatelsen, selv om utslippene ligger innenfor de fastsatte grensene.

Tillatelsen gjelder også anlegg for energiproduksjon med 550 MW innfyrt effekt.

2. Generelle vilkår

2.1. Utslippsbegrensninger
De utslippskomponenter fra virksomheten som er antatt å ha størst miljømessig betydning, er uttrykkelig regulert gjennom spesifikke vilkår i denne tillatelsens pkt. 3 flg. Utslipp som ikke er uttrykkelig regulert på denne måten, 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. Dette gjelder likevel ikke utslipp av prioriterte stoffer oppført i vedlegg 2. Utslipp av slike komponenter er bare omfattet av tillatelsen dersom dette framgår uttrykkelig av vilkårene i pkt. 3 flg. eller de er så små at de må anses å være uten miljømessig betydning.

2.2. Overholdelse av grenseverdier
Alle grenseverdier skal overholdes innenfor de fastsatte midlingstider. Variasjoner i utslippene innenfor de fastsatte midlingstidene, skal ikke avvike fra hva som følger av normal drift i en slik grad at de kan føre til økt skade eller ulempe for miljøet.

2.3 Plikt til å redusere forurensning så langt som mulig
All forurensning fra bedriften, herunder utslipp til luft og vann, samt støy og avfall, er isolert sett uønsket. Selv om utslippene holdes innenfor fastsatte utslippsgrenser, plikter bedriften å redusere sine utslipp, herunder støy, så langt dette er mulig uten urimelige kostnader. Plikten omfatter også utslipp av komponenter det ikke gjennom vilkår i pkt 3 flg. uttrykkelig er satt grenser for.

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

2.4. Tiltak ved økt forurensningsfare
Dersom det som følge av unormale driftsforhold eller av andre grunner oppstår fare for økt forurensning, plikter bedriften å iverksette de tiltak som er nødvendige for å eliminere eller redusere den økte forurensningsfaren, herunder om nødvendig å redusere eller innstille driften.

Bedriften skal så snart som mulig informere SFT om unormale forhold som har eller kan få forurensningsmessig betydning. Akutt forurensning skal varsles iht. pkt 10.4.

2.5. Internkontroll
Bedriften plikter å etablere internkontroll for sin virksomhet i henhold til gjeldende forskrift om dette³. Internkontrollen skal blant annet sikre og dokumentere at bedriften overholder krav i denne tillatelsen, forurensningsloven, produktkontrolloven og relevante forskrifter til disse lovene. Bedriften plikter å holde internkontrollen oppdatert.

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

3. Utslipp til vann

3.1. Utslippsbegrensninger
Følgende utslippsbegrensninger gjelder for utslippet fra renseanlegget:

Maksimalt utslipp av prosessvann fra renseanlegget er 109 000 m³ per år regnet som løpende verdi over siste 12 måneder. Denne verdien er utgangspunkt for de beregnede årlige utslippene fra renseanlegget.

^a) Utslippsbegrensningene i kg/år beregnes som løpende verdi over siste 12 måneder.
^b) Utslippsbegrensninger vil bli satt når informasjon om eksakt innhold i produsertvannet fra feltene offshore foreligger.

Det tillates utslipp fra brønnrammene offshore av inntil 1,64 m³ hydraulikkvæske per brønn per år. Hydraulikkvæsken skal være miljøakseptabel. Dette innbærer at hydraulikkvæsken kan inneholde kjemikalier i gul og grønn kategori, men ikke kjemikaler i rød og svart kategori jf. definisjonen i vedlegg 2 i forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten av 31.8.2001 (aktivitetsforskriften). Nedbrytningsproduktene til hydraulikkvæsken skal ikke inneholde stoff som kategoriseres som rødt eller sort. Det tillates bruk av fargestoff i rød kategori i hydraulikkvæsken i en konsentrasjon på 0,0005 %.

3.2. Utslippsreduserende tiltak, renseanlegg m.m.
Renseanlegget for prosessvannet skal være minst totrinns renseanlegg hvorav det ene trinnet er mekanisk rensing og det andre er biologisk rensing. Bedriften skal tilrettelegge for installering av ekstra rensetrinn i vannrenseanlegget. En redegjørelse om dette skal sendes SFT innen 1.9.2005.

3.3. Utslippssted for prosessavløp
Prosessavløpsvannet skal føres ut i resipienten på en slik måte at innblandingen i vannmassene blir best mulig.

Der det er skipsfart skal bedriften sørge for godkjenning etter havneloven.

3.4. Kjølevann
Utslippet av kjølevann fra bedriften, maksimalt 43 000 m³ per time ved oppstart og maksimalt 48 000 m³ når det er behov for rekompresjon, ca 5-7 år etter oppstart, skal ha en maksimal temperatur på 15 ºC.

Kjølevannet skal føres ut i rør 130 m fra land og til 30 m dyp. Avstanden fra land regnes som horisontal avstand fra strandkanten ved middelvannstand.

Bruk av begroingshindrende midler i kjølevann med utslipp til vann er ikke tillatt.

3.5. Overflatevann
Avrenning av overflatevann fra bedriftens utearealer skal håndteres slik at det ikke medfører skade eller ulempe for miljøet.

3.6. Sanitæravløpsvann
Bedriften må sørge for å innhente særskilt tillatelse til eventuelt utslipp av sanitæravløpsvann der dette er påkrevd etter forurensningsforskriften⁴. Ved tilknytning til offentlig avløpsnett fastsetter den ansvarlige for nettet nærmere krav.

3.7. Oljeholdig avløpsvann fra verksteder o.l.
Eventuelt oljeholdig avløpsvann skal renses i vannrenseanlegget.

3.8. Mudring
Dersom det på grunn av sedimentering i forbindelse med bedriftens utslipp skulle vise seg å være nødvendig med mudring, skal det innhentes nødvendig tillatelse fra forurensningsmyndigheten. Slik mudring må bekostes av bedriften.

4. Utslipp til luft

4.1.Utslippsbegrensninger
Følgende utslippsgrenser gjelder for utslipp fra energianlegget:

^a) 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.

Det skal brukes naturgass i energianlegget.

Følgende utslippsgrenser gjelder for utslipp fra prosessanlegget, tanker mv.:

^a) utslippsbegrensningene er gitt som løpende gjennomsnittsverdier over siste 12 måneder.

4.2. Krav til utslippspunkter
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.

5. Grunnforurensning og forurensede sedimenter

Virksomheten skal være innrettet slik at det ikke finner sted utslipp til grunnen som kan medføre nevneverdige skader eller ulemper for miljøet.

Bedriften plikter å holde løpende oversikt over eventuell eksisterende forurenset grunn på bedriftsområdet og forurensede sedimenter utenfor, herunder faren for spredning, samt vurdere behovet for undersøkelser og tiltak. Er det grunn til å anta at undersøkelser eller andre tiltak vil være nødvendig, skal forurensningsmyndigheten varsles om dette.

Graving, mudring eller andre tiltak som kan påvirke forurenset grunn eller forurensede sedimenter, trenger tillatelse etter forurensningsloven.

6. Testing og substitusjon av kjemikalier og råstoffer

Med kjemikalier menes her kjemiske stoffer og stoffblandinger som brukes i virksomheten, herunder hjelpekjemikalier som vaskemidler, hydraulikkvæsker, brannbekjempningsmidler m.m.

Kjemikalier som benyttes på en slik måte at det kan medføre fare for forurensning, skal være testet med hensyn til nedbrytbarhet, toksisitet og bioakkumulerbarhet. Bare laboratorier som er godkjent i henhold til Good Laboratory Practice (GLP) og/eller akkreditert i henhold til NS-EN/IEC 17025:1999, kan benyttes til uttesting.

Bedriften plikter å etablere et system for substitusjon av kjemikalier og råstoffer. Det skal foretas en løpende vurdering av faren for skadelige effekter på helse og miljø forårsaket av de kjemikalier og råstoffer som benyttes, og av om alternativer finnes. Så vel skadelige effekter knyttet til produksjon, bruk og endelig disponering av produktet, skal vurderes. Der bedre alternativer finnes, plikter bedriften å benytte disse så langt dette kan skje uten urimelig kostnad eller ulempe, jf produktkontrolloven ⁵

Kjemikalier som benyttes og slippes ut fra bunnrammene offshore reguleres iht. forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten av 31.8.2001 (aktivitetsforskriften).

7. Støy

Bedriftens bidrag til utendørs støy ved omkringliggende boliger, sykehus, pleieinstitusjoner, fritidsboliger, utdanningsinstitusjoner, barnehager og rekreasjonsområder skal ikke overskride følgende grenser, målt eller beregnet som frittfeltsverdi (døgnmiddel) ved mest støyutsatte fasade:

Følgende midlingstider for ekvivalentnivå skal legges til grunn ved beregning av L_den og L_night:

L_day (07-19): 12 timer
L_evening (19-23): 4 timer
L_night (23-07): 8 timer

Støygrensene gjelder all støy fra bedriftens ordinære virksomhet, inkludert intern transport på bedriftsområdet og lossing/lasting av råvarer og produkter. Støy fra bygg- og anleggsvirksomhet og fra ordinær persontransport av virksomhetens ansatte er likevel ikke omfattet av grensene.

8. Energi

8.1. Energistyringssystem
Bedriften skal ha et system for kontinuerlig vurdering av tiltak som kan iverksettes for å oppnå en mest mulig energieffektiv produksjon i anleggene. Energistyringssystemet skal inngå i bedriftens internkontroll, jf pkt. 2.5.

Energistyringssystemet skal være etablert innen oppstart av anlegget.

8.2. Utnyttelse av overskuddsenergi
Bedriften skal i størst mulig grad utnytte overskuddsenergi fra eksisterende og nye anlegg internt. Det skal også legges til rette for at overskuddsenergi fra bedriften skal kunne utnyttes eksternt med mindre bedriften kan godtgjøre at dette ikke er teknisk eller økonomisk mulig. Tilsvarende gjelder for utnyttelse av eventuell overskuddsenergi fra andre virksomheter der dette er aktuelt.

8.3. Spesifikt energiforbruk
Spesifikt energiforbruk skal beregnes og rapporteres årlig, jfr. pkt 11.2.

9. Avfall

9.1 Generelt
Bedriften plikter så langt det er mulig uten urimelige kostnader eller ulemper å unngå at det dannes avfall som følge av virksomheten. Særlig skal innholdet av skadelige stoffer i avfallet søkes begrenset mest mulig.

Bedriften plikter å sørge for at all håndtering av avfall skjer i overensstemmelse med gjeldende regler for dette fastsatt i eller i medhold av forurensningsloven, herunder avfallsforskriften⁶.

Avfall som oppstår i bedriften, skal søkes gjenbrukt i bedriftens produksjon eller i andres produksjon, eller - for brennbart avfall - søkes utnyttet til energiproduksjon internt/eksternt. Slik utnyttelse må imidlertid skje i overensstemmelse med gjeldende regler fastsatt i eller i medhold av forurensningsloven, samt krav fastsatt i denne tillatelsen.

10. Forebyggende og beredskapsmessige tiltak mot akutt forurensning

10.1. Miljørisikovurdering
Bedriften skal gjennomføre en miljørisikovurdering av sin virksomhet. Bedriften skal vurdere behov for oppdatering av miljørisikoanalysen av 7.5.2001. En eventuelt oppdatert miljørisikoanalyse skal sendes SFT innen 1.1.2005. Potensielle kilder til akutt forurensning av vann, grunn og luft skal kartlegges. Miljørisikovurderingen skal dokumenteres og omfatte alle forhold ved virksomheten som kan medføre akutt forurensning med fare for helse- og/eller miljøskader inne på bedriftens område eller utenfor. Ved modifikasjoner og endrede produksjonsforhold skal miljørisikovurderingen oppdateres.

Bedriften skal ha oversikt over de miljøressurser som kan bli berørt av akutt forurensning og de helse- og miljømessige konsekvenser slik forurensning kan medføre.

10.2. Forebyggende tiltak
På basis av miljørisikovurderingen skal bedriften iverksette risikoreduserende tiltak. Både sannsynlighetsreduserende og konsekvensreduserende tiltak skal vurderes. Bedriften skal ha en oppdatert oversikt over de forebyggende tiltakene.

10.3. Etablering av beredskap
Bedriften skal, på bakgrunn av miljørisikovurderingen og de iverksatte forebyggende tiltakene, etablere og vedlikeholde en nødvendig beredskap mot akutt forurensning. Beredskapen skal være tilpasset den miljørisikoen som virksomheten til enhver tid representerer.

Beredskapen skal dokumenteres i en beredskapsplan. Bedriften skal sende beredskapsanalysen og -planen til SFT innen 1.1.2005.

Beredskapsplanen skal som et minimum inneholde:

- definerte fare- og ulykkessituasjoner (uhellsscenarier) knyttet til aktiviteter på Melkøya, rørledninger og farvannet utenfor Melkøya
- dimensjonering av personell og deres kompetanse, personlig verneutstyr, innsatsmateriell og responstid
- etterprøvbare mål
- beskrivelse av beredskapssamarbeid med eksterne parter
- beskrivelse av øvelsesopplegg

Beredskapen mot akutt forurensning skal øves minimum en gang pr. år. Øvelsen skal legges opp i forhold til de fastsatte mål for beredskapen.

10.4. Varsling av akutt forurensning
Akutt forurensning eller fare for akutt forurensning skal varsles i henhold til gjeldende forskrift⁷. Bedriften skal også så snart som mulig underrette SFT i slike tilfeller.

10.5. Rapportering i forhold til krav om beredskap
Bedriften skal rapportere om status for og utviklingen av beredskapen mot akutt forurensning på standardiserte skjemaer som sendes ut årlig av SFT. Rapportering skal skje i henhold til SFTs veileder til bedriftenes egenrapportering, se www.sft.no.

SFT forutsetter at bedriftene kan legge frem mer utfyllende dokumentasjon, for eksempel ved tilsyn, om bedriftens aktiviteter knyttet til miljørisikoanalysen, de forebyggende tiltakene og beredskapen.

11. Måling og beregning av utslipp. Rapportering til SFT

11.1. Måling og beregning av utslipp
Bedriften skal gjennomføre målinger og beregninger av utslipp til luft og vann, samt støy i omgivelsene. De skal sikre og dokumentere at gjeldende krav i tillatelsen (jfr punkt 2.1.) og i relevante forskrifter overholdes.

Målinger og beregninger skal utføres slik at de blir representative for virksomhetens faktiske utslipp. De skal omfatte både de komponenter som er uttrykkelig regulert gjennom grenseverdier og andre komponenter som er omfattet av rapporteringsplikten i henhold til SFTs veileder til bedriftenes egenrapportering. Veilederen er lagt ut på www.sft.no.

Målinger og beregninger skal gjennomføres etter et program som skal inngå i bedriftens dokumenterte internkontroll. Måle- og beregningsprogrammet skal blant annet beskrive fastlegging av målemetode og prøvetakningsmetode, utvelgelse av måleperioder, samt beregningsmodeller og utslippsfaktorer som benyttes. Bedriften skal oversende SFT utkast til program for måling og beregning av utslipp innen 1.4.2005.

Bedriften skal i forbindelse med utarbeidelse og revidering av måle- og beregningsprogrammet vurdere usikkerheten i målingene, og søke å redusere denne mest mulig.

Prøvetaking og analyse skal utføres etter CEN-standard eller Norsk Standard (NS). Dersom disse ikke finnes, kan annen utenlandsk / internasjonal standard benyttes. SFT kan akseptere at annen metode brukes også der standard finnes, dersom det dokumenteres tilfredsstillende at den er minst like formålstjenlig. Bedriften er ansvarlig for at metoder og utførelse er forsvarlig kvalitetssikret.

Dersom bedriften bruker eksterne laboratorier / konsulenter for prøvetaking og analyse, skal akkrediterte laboratorier / tjenester benyttes der dette er mulig.

11.2. Rapportering til SFT
Bedriften skal rapportere innen 1. mars året etter utslippsåret på standardiserte skjemaer som sendes ut av SFT.

Rapportering skal skje i henhold til SFTs veileder til bedriftenes egenrapportering, se www.sft.no.

Bedriften skal i forbindelse med rapportering av utslippsdata til SFT angi og kommentere usikkerheten i datamaterialet.

12. Overvåking av resipient. Rapportering til SFT

Bedriften skal sørge for overvåking av effekter av utslippene til luft, vann og undergrunn i henhold til et overvåkingsprogram. Overvåkingsprogrammet skal forelegges SFT for eventuelle merknader innen 1.6.2005.

Resultatene fra overvåkingen skal sendes SFT.

13. Undersøkelser og utredninger

13.1. Overtemperatur i resipienten
Bedriften skal gjennomføre måling av overtemperatur i resipienten fra kjølevannsutslippet innen 12 måneder etter oppstart.

13.2. Sammensetningen av produsertvannet
Bedriften skal kartlegge ved målinger den eksakte sammensetningen av produsertvannet fra feltene som leverer brønnstrøm til Snøhvit LNG samt forventede utslipp fra renseanlegget av dette vannet. Rapporten om sammensetning og forventede utslipp skal sendes SFT innen 12 måneder etter oppstart.

13.3. Alternativ til incinerator i kondensattanken
Bedriften skal utrede alternativ til brenning av inertgassen fra kondensattanken i en incinerator som kan gi lavere utslipp totalt sett. Utredningen skal sendes SFT innen 1.1.2005.

13.4. Utnyttelse av gass benyttet til nedkjøling av LNG-tanker
Bedriften skal utrede mulig bruk av naturgassen som benyttes til nedkjøling av LNG-tankene på skip. Utredningen skal sendes SFT innen 1.1.2005.

13.5. Transport av produkter fra Melkøya
Bedriften skal redegjøre for hvordan de følger opp de ansvarlige for transport av produkter fra Melkøya med hensyn til ivaretakelse av miljørisiko tilknyttet denne transporten. Redegjørelsen skal sendes SFT innen 1.1.2005.

13.6. Utslipp ved oppstart
Bedriften skal sende SFT en redegjørelse om forventede utslipp i oppstartsfasen innen 1.9.2005.

14. Utskifting av utstyr

Dersom det skal foretas utskifting av utstyr i virksomheten som gjør det teknisk mulig å motvirke forurensninger på en vesentlig bedre måte enn da tillatelsen ble gitt, skal SFT på forhånd gis melding om dette.

All utskifting av utstyr skal baseres på at de beste tilgjengelige teknikker med sikte på å motvirke forurensning skal benyttes.

15. Eierskifte

Hvis bedriften overdras til ny eier, skal melding sendes SFT senest 1 måned etter eierskiftet.

16. Nedleggelse

Hvis et anlegg blir nedlagt eller en virksomhet stanser for en lengre periode, skal eieren eller brukeren gjøre det som til enhver tid er nødvendig for å motvirke fare for forurensning. Hvis anlegget eller virksomheten kan medføre forurensning etter nedleggelsen eller driftsstansen, skal det i rimelig tid på forhånd gis melding til SFT.

SFT kan fastsette nærmere hvilke tiltak som er nødvendig for å motvirke forurensning. SFT kan pålegge eieren eller brukeren å stille garanti for dekning av framtidige utgifter og mulig erstatningsansvar.

Ved nedleggelse eller stans skal bedriften sørge for at råvarer, hjelpestoff, halvfabrikat eller ferdig vare, produksjonsutstyr og avfall tas hånd om på forsvarlig måte, herunder at farlig avfall håndteres i henhold til gjeldende forskrift om farlig avfall. De tiltak som treffes i denne forbindelse, skal rapporteres til SFT innen 3 måneder etter nedleggelse eller stans. Rapporten skal også inneholde dokumentasjon av disponeringen av kjemikalierester og ubrukte kjemikalier og navn på eventuell(e) kjøper(e).

Ved nedleggelse av en virksomhet skal den ansvarlige sørge for at driftsstedet settes i miljømessig tilfredsstillende stand igjen.

Dersom virksomheten ønskes startet på nytt, skal det gis melding til SFT i god tid før start er planlagt.

17. Tilsyn

Bedriften plikter å la representanter for forurensningsmyndigheten eller de som denne bemyndiger, føre tilsyn med anleggene til enhver tid.

VEDLEGG 2
Liste over prioriterte stoffer, jfr punkt 2.1.

Utslipp av disse komponenter er bare omfattet av tillatelsen dersom dette framgår uttrykkelig av vilkårene i pkt. 3 flg. eller de er så små at de må anses å være uten miljømessig betydning

Generelle komponenter:

Metaller:

Klorerte forbindelser:

1 Jf Forurensningsforskriften kapittel 36 om behandling av tillatelser etter forurensningsloven
2 Jf Forurensningsforskriften kapittel 39 om innkreving av gebyrer til statskassen for SFTs konsesjonsbehandling og kontroll av forurensende virksomhet med konsesjonsplikt
3 Systematisk helse-, miljø- og sikkerhetsarbeid i virksomheter - forskrift av 06.12.1996 nr. 1127 (Internkontrollforskriften)
4 Forurensningsforskriften kapittel 16 om utslipp fra mindre avløpsanlegg
5 Produktkontrolloven av 11.06.79 nr. 79, § 3a
6 Avfallsforskriften
7 Forskrift om varsling av akutt forurensning eller fare for akutt forurensning av 09.07.1992, nr. 1269