Dato: 23.5.2005
Vår ref.: 2002/1169

Oversendelse av klager på utslippstillatelse til Snøhvit LNG

SFTs vedtak om utslippstillatelse til Snøhvit LNG datert 13.9.2004 er påklaget. SFT tilrår at vedtaket suppleres med et krav om at Statoil skal sende SFT en redegjørelse innen 1.6.2006 om mulig bruk av mindre miljøfarlig amin enn den Statoil planlegger å bruke. For øvrig finner SFT ikke grunn til å endre vedtaket og oversender klagesaken til Miljøverndepartementet for endelig avgjørelse.

Statens forurensningstilsyn (SFT) viser til vedtak om utslippstillatelse til Snøhvit LNG på Melkøya datert 13.9.2004, klage fra Statoil i brev datert 25.10.2004 og klage fra Natur og Ungdom og fra Miljøstiftelsen Bellona (NU&B) i felles brev datert 25.10.2004. Vi viser også til Statoils merknader til klagene fra NU&B i brev av 22.11.2004 samt NU&Bs merknader til klagen fra Statoil i brev av 25.11.2004.

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

SFT ga i vedtak av 23.6.03 tillatelse til energianlegget i Snøhvit LNG. Denne tillatelsen ble påklaget, og Miljøverndepartementet avgjorde klagen i vedtak av 3.11.2004. SFTs vedtak av 13.9.2004 omfatter således ikke energianlegget og dette er derfor heller ikke berørt av denne klagebehandlingen.

1. SFTs vedtak

Statoil søkte SFT 27.11.2002 om tillatelse til utslipp for Snøhvit LNG og SFT ga 13.9.2004 tillatelse til Snøhvit LNG.

Drift av Snøhvit LNG innebærer utslipp til luft og vann samt støy. Ved fastsettelse av utslippsvilkår har SFT vurdert de forurensningsmessige sidene ved tiltaket sammenholdt med de fordeler og ulemper tiltaket for øvrig vil medføre, jf. fl. § 11 fjerde ledd. Det er i denne forbindelse lagt vekt på ivaretakelsen av lovens formål og retningslinjene nedfelt i fl. § 2, herunder § 2 nr.1, nr.3 og nr.6. I vår vurdering har vi blant annet lagt til grunn IPPC-direktivet med tilhørende BREF (best available techniques reference documents) for raffinerier. Denne BREF-en omfatter anlegg som Snøhvit LNG og angir forventede utslippsnivåer mht. hydrokarboner, ammonium og tungmetaller fra renseanlegg som kan anses å være i overensstemmelse med IPPC-direktivets krav om bruk av beste tilgjengelige teknikker (BAT). Videre har vi lagt til grunn målformuleringer om miljøfarlige og -skadelige utslipp til sjø i St.meld. nr.25 (2002-2003) Regjeringens miljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand samt i St.meld. nr. 38 (2003-2004) Om petroleumsvirksomheten.

SFT har gitt Statoil tillatelse til følgende:

· utslipp av 1,64 m³ hydraulikkvæske per brønn per år i driftsfasen fra åpent hydraulikksystem. Hydraulikkvæsken inneholder kjemikalier i gul kategori;
· injisering av 730 000 tonn CO₂ per år til egnet reservoar ved Snøhvit-feltet som omsøkt;
· utslipp av 43 000-48 000 m³ kjølevann per time med temperatur inntil 15 °C som omsøkt som omsøkt;
· bruk av produksjons- og hjelpekjemikalier i LNG-prosessen og i renseanlegget som omsøkt;
· bruk av totrinns renseanlegg med utslipp av 450 kg aktivert amin per år og maksimalt 3 mg/l som årsmiddel (Statoil søkte om 750 kg og 5 mg/l), 110 kg hydrokarboner per år og maksimalt 1,5 mg/l hydrokarboner som månedsmiddel og 1 mg/l som årsmiddel (Statoil søkte om 550 kg og 5 mg/l);
· luftutslipp fra prosessanlegget som omsøkt;
· støy fra anlegget på Melkøya, 55 L_den (over døgnet) og 45 L_night (over natten).

Statoil skal etter ett års drift rapportere til SFT den eksakte sammensetningen av produsert vann. SFT vil deretter sette særskilte utslippskrav til miljøgifter, BTEX og andre relevante komponenter når sammensetningen av produsert vann er kjent. Statoil er pålagt å tilrettelegge for ytterligere behandling av avløpsvannet og de må redegjøre innen 1.9.2005 for hvordan de planlegger en slik tilrettelegging. Statoil har tillatelse til utslipp over de ordinære utslippsgrensene i en oppstartsfase på mellom seks og ti måneder og skal innen 1.9.2005 sende SFT en redegjørelse om forventede utslipp i oppstartsfasen.

2. Hovedpunktene i klagene og i kommentarene til klagene

Renseanlegget og utslipp fra renseanlegget
Natur og Ungdom og Bellona (NU&B) mener Statoil må pålegges å reinjisere produsert vann fra feltene for å være i overensstemmelse med nullutslippsmålet nedfelt i utredning av konsekvenser av helårig petroleumsvirksomhet i området Lofoten og Barentshavet (ULB). De mener dette er den eneste tilnærmingen som er i overensstemmelse med føre vâr-prinsippet siden bl.a. sammensetningen av produsert vann fra feltet foreløpig ikke er kjent. Subsidiært krever de at Statoil installerer tretrinns renseanlegg for produsert vann.

Statoil mener renseanlegget som bygges for LNG-anlegget er å anse som BAT for gassbehandlingsanlegg, dvs. at totrinns renseanlegg, et mekanisk og et biologisk trinn, er BAT for slike vannstrømmer som er aktuelle å behandle i gassbehandlingsanlegget på Melkøya. Statoil anfører dessuten at design for renseanlegg og designkrav for utslipp ble godkjent i plan for utbygging og drift (PUD) for Snøhvit LNG før BREF for olje- og gassraffinerier ble vedtatt. Statoil er imidlertid innforstått med forpliktelsene som ligger i IPPC-direktivets krav om BAT. De har som målsetting å nå utslippskravene som er angitt i SFTs tillatelse innen utgangen av 2008. Statoil mener de har behov for såpass lang innkjøringsperiode for renseanlegget siden utslippskravene er strengere enn de la til grunn i design. Statoil ber derfor om å få tillatelse til det omsøkte utslippet av aktivert amin (5 mg/l og 750 kg per år) og hydrokarboner (5 mg/l og 550 kg per år) fram til utgangen av 2008.

Andre forhold
NU&B krever at det skal vurderes pålegg om bruk av lukket hydraulikksystem for å være i overensstemmelse med nullutslippsmålet i ULB. Videre krever de at Statoil skal pålegges å teste bruk av grønn hydraulikkvæske, dvs. hydraulikkvæske som ikke inneholder farligere stoffer enn slike som kan kategoriseres som grønne stoffer.

NU&B krever at Statoil pålegges bruk av diffusor for utslipp av kjølevannet fra Melkøya.

NU&B krever at det skal vurderes pålegg om bruk av diisopropanolamin istedenfor aktivert amin som Statoil har fått tillatelse til å bruke og slippe ut.

NU&B krever også at det skal vurderes pålegg om håndtering av ballastvann med ny teknologi samt at man vurderer muligheten for pålegg om standardisert rørsystem for reballastering.

Statoils kommentarer til klagene fra naturvernorganisasjonene

Statoil anfører at PUD for Snøhvit ble godkjent av Stortinget ca 1,5 år før ULB forelå. De mener at krav om null fysisk utslipp så sent i byggefasen vil forsinke og fordyre Snøhvit- prosjektet vesentlig. Videre anfører Statoil at årlig produksjon av produsert vann i gassfeltene som skal sende brønnstrøm inn til Melkøya er svært beskjeden og tilsvarer ca 0,25 promille av mengde produsert vann fra norsk sokkel i 2003.

Statoil mener at totrinns renseanlegg er BAT for anlegg som mottar lette hydrokarboner idet et kjemisk trinn vil ha liten eller ingen effekt. Statoil påpeker at i BREF for olje- og gassraffinerier, der det fremgår at BAT kan være tretrinns renseanlegg, er det ikke referert til et eneste LNG-anlegg siden BREF-en først og fremst setter en standard for oljeraffinerier.

Hydraulikkvæske og -system
Statoil anfører at deres leverandør av havbunnsanlegget på Snøhvit har evaluert væsker fra tre ulike leverandører og at 14 væsker har vært vurdert mht. miljøegenskaper. Statoil har satt som krav at væsken ikke skal medføre miljøskade ved utslipp og at den minst miljøskadelige væsken, som også er kompatibel med de materialer og det utstyret som er brukt i havbunnsinstallasjonene, skal benyttes i Snøhvit LNG. Ved valg av hydraulikkvæske settes det tekniske krav til væsken mht. langtidsstabilitet, bakteriell motstandskraft og evnen til å forhindre avleiringer og hydratdannelse i nedhullslinjene. Aktuelle hydraulikkvæsker inneholder ca 90 % stoffer i grønn kategori (vann og monoetylenglykol) slik at forskjellen mellom de ulike leverandørenes væsker derfor er i de resterende ca. 10 %. Væsken Statoil har valgt inneholder 10 % gule stoffer.

Statoil anfører at et åpent hydraulikksystem vil være et mer robust og driftssikkert system. De påpeker at Snøhvit kommer til å ha den lengste kontrolledningen (150 km) som til dags dato er installert og at det per i dag ikke finnes ferdig kvalifiserte systemer for retur av hydraulikkvæske til land over slike avstander. Med et lukket system frykter man bl.a. tregere ventiloperasjoner i retursystemet når trykket økes for å transportere hydraulikkvæsken tilbake til land. Dersom returtrykket i linjen blir for høyt, kan en risikere å få utilsiktet stenging av ventiler og ventiler som flyter, dvs. ligger i midtstilling inntil returtrykket er falt tilstrekkelig. Videre skriver Statoil at et lukket system kan gå utover sikkerheten på feltet dersom det oppstår plugging eller stopp i retursystemet. Nedihulls sikkerhetsventilen på hver brønn holdes i åpen posisjon ved hjelp av hydraulisk trykk. En eventuell plugging, for høyt trykk eller stopp i retursystemet, kan medføre at sikkerhetsventilen mot reservoaret ikke lukker når dette er påkrevd. Et lukket system, som er mer komplisert enn et åpent system, vil også kreve mer omfattende vedlikehold.

Diffusor i kjølevannsledningen
Statoil viser til utredning om kjølevannsutslipp, utført av Akvaplan til konsekvensutredningen for Snøhvit LNG, som sier at overtemperatur opptil 3 °C vil ha liten, men signifikant effekt på samfunnsstruktur på havbunnen. Imidlertid vil varmen sett under ett gi like mange positive som negative effekter, og at total samfunnsstruktur på havbunnen ved strandsonen langs Melkøya i liten grad kan forventes negativt påvirket av kjølevannsutslippet. Simuleringer tilsier forventet overtemperatur mellom 0,1 °C og 0,8 °C. Siden overtemperaturen antas å bli liten og den berørte strandsonen er svært begrenset, mener Statoil at bruk av diffusor på kjølevannsutslippet ikke vil gi noen netto miljøgevinst.

Bruk av mindre miljøfarlig amin for å separere CO₂ fra naturgassen
Statoil anfører at utforming av aminanlegget er optimalisert med hensyn til bruk av aMDEA, og leverandørens effektivitetsgaranti er basert på denne aminblandingen. Statoil mener bruk av andre aminer, som endrer prosessens energibalanse og som kan redusere effektiviteten, ikke er aktuelt å benytte i en oppstartsfase.

Håndtering av ballastvann
Statoil skriver at deres strategi for håndtering av ballastvann er reballastering iht. anbefalingene i IMOs retningslinjer fra 1997. De mener krav om standardisering av rørsystemene for lasting og lossing av ballastvann kan være aktuelt en gang i fremtiden, men ikke for utslippstillatelsen for LNG-anlegget.

Natur og Ungdoms og Bellonas kommentarer til klagen fra Statoil

NU&B påpeker at PUD ikke er førende for hvilke utslipskrav som settes, og at det således ikke er relevant om PUD ble vedtatt før BREF for olje- og gassraffinerier. Videre mener de at de ulike teknikkene som kan anses å være BAT burde vært kjent for Statoil da PUD ble vedtatt. Det tar tid å utarbeide BREF-dokument, og teknikkene var etter NU&Bs syn tilgjengelige selv om de ikke var nedskrevet i BREF. NU&B mener derfor Statoil som utbygger burde gjort seg kjent med ulike former for renseteknologier, og således vært mer forberedt på hvilke utslippskrav som kunne være aktuelle.

NU&B anfører at omsøkte utslippsgrenser fra renseanlegget på 5 mg/l hydrokarboner og 5 mg/l aktivert amin ikke er BAT for Snøhvit LNG. De hevder videre at totrinns renseanlegg heller ikke er BAT.

3. SFTs vurdering

Renseanlegget og utslipp fra renseanlegget
Miljømålet om null fysiske utslipp, slik det er nedfelt i St. meld. nr. 38 (2003-2004) Om petroleumsvirksomheten, ble vedtatt om lag to år etter Stortingets godkjenning av St.prp.nr. 35 (2001-2002) Utbygging, anlegg og drift av Snøhvit LNG. St.prp.nr. 35 (2001-2002) beskriver Snøhvit-konseptet med plassering av bl.a. prosessanlegget og renseanlegget på Melkøya. Konseptet for Snøhvit LNG omfatter biologisk renseanlegg på land, noe som medfører utslipp til sjø av renset prosessvann. Reinjeksjon av produsert vann tilbake til formasjonen offshore er ikke en del av dette konseptet. En anvendelse av retningslinjene i St. meld. nr. 38 (2003-2004) for Snøhvit LNG ville innebære en endring av disse forutsetningene, og vi finner ikke holdepunkter for å tolke St. meld. nr. 38 (2003-2004) slik. SFT har derfor ikke lagt det nye nullutslippsmålet om null fysiske utslipp fra St. meld. nr. 38 (2003-2004) til grunn for behandlingen av utslippssøknaden for Snøhvit LNG.

SFT har ved behandling av utslippssøknaden for Snøhvit LNG lagt til grunn IPPC-direktivets krav om bruk av BAT. Vi har videre lagt til grunn målet om null miljøskadelige utslipp og null miljøfarlige utslipp, slik nullutslippsmålet er beskrevet i St. meld. 25 (2002-2003) Regjeringens miljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand og som gjelder for oljevirksomheten på sokkelen sør for Nordland. Dette innebærer at utslipp av forbindelser som karakteriseres som miljøfarlige iht. til deres iboende egenskaper og nedbrytningsprodukter skal reduseres til et absolutt minimum. Dette er gjenspeilet i kravene SFT har stilt til utslipp til sjø.

SFT aksepterer for så vidt totrinns renseanlegg som BAT i tillatelsen av 13.9.2004 såfremt Statoil oppfyller SFTs krav til utslipp fra renseanlegget. IPPC-direktivet krever at de utslippskrav som fastsettes skal være basert på BAT og således reflektere hva som kan oppnås ved bruk av BAT, men samtidig slik at man ikke skal bestemme hvilke teknikker som konkret skal benyttes, jfr. særlig direktivets artikkel 9 pkt. 4. For øvrig skal vurderingen som fremkommer av BREF-ene m.h.t. hva som på generelt grunnlag kan anses forenlig med direktivets krav om BAT, tillegges vekt, men vil ikke uten videre være avgjørende for den konkrete vurdering av hva som skal anses som BAT i den enkelte sak. Ved fastleggingen av hva som skal anses som BAT må det tas hensyn til forholdet mellom den miljøgevinst som kan forventes oppnådd ved anvendelsen av en gitt teknikk og de kostnader som er forbundet med dette. Statoil har anført at et kjemisk tredje rensetrinn ikke vil gi nevneverdig renseeffekt av avløpsvannet. Etter SFTs vurdering knytter det seg usikkerhet til om et slikt rensetrinn vil kunne gi utslippsreduksjoner av miljømessig betydning. SFT finner etter dette at utslippsgrensene som er fastsatt i tillatelsen må anses å være i overensstemmelse med IPPC-direktivets krav om at de skal være basert på BAT. Det tilføyes at det for å oppfylle de utslippskrav som er satt, kan bli nødvendig med forbehandling av utslippsstrømmene til renseanlegget ut over det Statoil har lagt til grunn for sine omsøkte nivåer.

I utslippstillatelsen av 13.9.2004 er det satt særskilte utslippsgrenser til flere komponenter, bl.a. hydrokarboner og aktivert amin som Statoil har påklaget. Videre er det varslet særskilte krav til utslipp av miljøgifter som finnes som en naturlig bestanddel av produsert vann som kommer fra feltet. Sammensetningen av det produserte vannet er foreløpig ikke kjent, og SFT finner det derfor lite hensiktsmessig å sette særskilte krav til disse per i dag. Statoil må imidlertid være forberedt på å måtte rense utslippsvannet ytterligere før utslipp til sjø, evt. behandle vannstrømmer ytterligere før de rutes til renseanlegget.

Utslippskravet for hydrokarboner som SFT har fastsatt i utslippstillatelsen, er basert på nivåer angitt i BREF-en for olje- og gassraffinerier samt en vurdering av hva som må anses som mulig utslippsnivå for et nytt anlegg, herunder at det tas i bruk ulik forbehandling av de vannstrømmer som bidrar til hydrokarbonutslippet. For utslipp av aktivert amin er det SFTs vurdering at utslippsnivået i tillatelsen er mulig å oppnå uten uforholdsmessige kostnader og derfor representerer BAT. Dette ble bekreftet av Linde (Statoils entreprenører for LNG-anlegget) i møte mellom Statoil, Linde og SFT 13.11.2003 i München. I Statoils omsøkte nivå på 5 mg/l for aktivert amin og for hydrokarboner, kan det synes som Statoil har lagt inn en nokså stor sikkerhetsmargin for å sikre at de ikke skal bryte utslippsgrensen. Forurensningsmyndigheten må imidlertid fastsette utslippsgrensene basert på hva som med rimelighet kan forventes oppnådd. Dersom det til tross for optimal drift og gjennomføring av de tiltak som med rimelighet kan kreves likevel skulle vise seg umulig å overholde utslippskravene, må dette eventuelt tas opp med forurensningsmyndigheten med begjæring om endring av de aktuelle utslippsgrensene.

Statoil skriver i sine kommentarer til NU&Bs klage, at utslippsgrensene for hydrokarboner og aktivert amin angitt i tillatelsen av 13.9.2004 er mulig å oppnå, men først etter tre års innkjøringsperiode, dvs.innen utgangen 2008. De uttaler i den forbindelse at utslippsgrensene ble kjent for bedriften midt i byggeperioden, og at de derfor trenger en såpass lang innkjøringsperiode for det biologiske rensetrinnet. For det første må det her understrekes at eventuell fastlegging av tekniske forutsetninger ved et anlegg før det er innhentet tillatelse til virksomheten etter forurensningsloven, naturligvis må skje på tiltakshavers risiko og ikke på miljøets. SFT kan heller ikke se at de utslippsgrenser som er satt kunne være egnet til å komme overraskende på Statoil. Gjennom SFTs løpende kontakt med Statoil i saksbehandlingsfasen samt bl.a. gjennom uttalelser til konsekvensutredningen og i tillatelser til start av anleggsarbeidene, har SFT presisert at utslippskravene må baseres på BAT og vurderes i lys av nullutslippsmålet. Arbeidet med å lage BREF for olje- og gassraffinerier ble påbegynt i 1999. Allerede i januar 2001 forelå det et utkast der BAT-konsentrasjonen for hydrokarboner var angitt til 1-2 mg/l midlet over døgnet. I mars 2003 forelå nytt utkast der BAT-konsentrasjonen for hydrokarboner var angitt til 0,05-1,5 mg/l midlet over måneden, og dette nivået er det samme som finnes i den vedtatte BREF-en for olje- og gassraffinerier og som ligger til grunn for kravene som er satt i tillatelsen. På denne bakgrunn må en innkjøringsperiode på 6-10 måneder etter SFTs vurdering anses tilstrekkelig for å innstille og drifte renseanlegget for å overholde utslippsgrensene. Utslippsgrensene for hydrokarboner og aktivert amin nedfelt i tillatelsen av 13.9.2004 samt innkjøringsperiodens varighet fra 6 til10 måneder bør etter SFTs vurdering derfor opprettholdes.

Andre forhold

Hydraulikkvæske og -system
NU&B krever at Statoil skal teste hydraulikkvæske som kun inneholder vann og stoffer i grønn kategori. Statoil fremholder i sine kommentarer til NU&Bs klage i brev av 22.11.2004 at de har testet ut flere aktuelle hydraulikkvæsker. Ved valg av hydraulikkvæske er det viktig at væsken er kompatibel med resten av utstyret og at væsken gir minst mulig miljøskade. SFT vil for øvrig understreke at Statoil generelt har plikt til å substituere kjemikalier med mindre miljøfarlige kjemikalier der dette kan skje uten urimelig kostnad eller ulempe, jfr. den generelle substitusjonsplikten nedfelt i produktkontrolloven av 11.6.1976. nr. 79 § 3a.

Når det gjelder NU&Bs anførsel om at det må være lukket hydraulikksystem som følge av målet om null fysiske utslipp til sjø, vises det til fremstillingen over om anvendelsen av det nye nullutslippsmålet fra St. meld. nr. 38 (2003-2004) i denne saken. I tillegg finner vi å kunne legge til grunn Statoils vurderinger knyttet til sikkerhet og risiko for uønskede hendelser ved lukket hydraulikksystem for kontrolledningen på Snøhvit slik disse er beskrevet under pkt. 2 i Statoils brev av 22.11.2004.

Diffusor i kjølevannsledningen
NU&B krever at Statoil pålegges bruk av diffusor i kjølevannsledningen for å redusere overtemperaturen i resipienten. Som det er redegjort for i vedtaket av 13.9.2004 på side 9, er overtemperaturen beregnet til å være mellom 0,8 °C og 0,1 °C. Tidligere studier av Niva (Bakke et al. 1992) om effekter av overtemperatur, viser at en økning av temperaturen på inntil 3 °C vil ha liten, men signifikant effekt på samfunnsstruktur på havbunnen, og at varmen vil ha like mye positiv som negativ innflytelse på vekst, dødelighet og omsetning. Statoil påpeker i sin utslippssøknad at det er komplisert å koble en diffusor på kjølevannsledningen pga. av rørets størrelse og at røret ikke er fôret. I lys av de begrensede negative miljøeffektene som kan forventes ved utslippet, ser ikke SFT behov for å sette krav til Statoil om at det skal benyttes diffusor i kjølevannsledningen.

Utslipp av kjølevann vil være en del av miljøovervåkingsprogrammet for Snøhvit LNG. SFT kan sette krav om gjennomføring av tiltak for å bedre spredningen av kjølevannet i resipienten dersom resultater fra overvåkingen skulle tilsi det.

Bruk av mindre miljøfarlig amin for å separere ut CO₂ fra naturgassen
NU&B krever at Statoil skal pålegges å vurdere bruk av diisopropanolamin som erstatning for omsøkt og tillatt bruk av aktivert amin. SFT vil understreke at Statoil generelt har plikt til å substituere kjemikalier med mindre miljøfarlige kjemikalier der dette kan skje uten urimelig kostnad eller ulempe, jfr. den generelle substitusjonsplikten nedfelt i produktkontrolloven av 11.6.1976. nr. 79 § 3a. Dette innebærer at Statoil allerede etter produktkontrolloven har plikt til å vurdere erstatning til aktivert amin med et mindre miljøskadelig alternativ og at et særskilt krav om dette således egentlig ikke er nødvendig. SFT ser imidlertid behov for å være orientert om mulige erstatninger til aktivert amin fordi Statoil planlegger å benytte piperazin som omfattes av EUs program for risikovurdering. SFT foreslår at Miljøverndepartementet pålegger Statoil å redegjøre for dette innen 1.6.2006. SFT slutter seg for øvrig til Statoils vurderinger om at det i en oppstartsfase er nødvendig å benytte aminblandingen som er valgt mht. optimalisering av separasjonsprosessen.

Håndtering av ballastvann
NU&B krever at Statoil pålegges å vurdere bruk av ny teknologi for håndtering av ballastvann og ber Miljøverndepartementet om å vurdere pålegg om installering av standardisert rørsystem for reballastering.

Når det gjelder det enkelte skips håndtering av ballastvann under transport til Melkøya, er den løsning Statoil har beskrevet med utskifting av ballastvannet underveis før anløp til Melkøya i overensstemmelse med IMOs anbefalinger. For øvrig vises til forurensningsloven § 5 annet ledd der det fremgår at reguleringen av forurensning fra det enkelte skip i utgangspunktet må skje innenfor rammen av sjødyktighetsloven og havneloven. For så vidt gjelder ballastvannet som slippes ut ved Melkøya mens skipet ligger til kai der, legger SFT til grunn at dette ikke inneholder forurensende komponenter. Statoil har i sin søknad om utslippstillatelse opplyst at de skal vurdere bruk av ny teknologi for behandling av ballastvann som Statoil utvikler. SFT vil gjennom inspeksjoner og revisjoner kontrollere Statoils oppfølging av dette.

4. Konklusjon

SFT tilrår at vedtaket av 13.9.2005 suppleres med et krav om at Statoil skal sende SFT en redegjørelse om mulige erstatninger for aktivert amin (aMDEA) i CO_2-separeringsprosessen innen 1.6.2006. For øvrig finner ikke SFT grunn til å endre vedtaket, og klagesaken oversendes derfor til Miljøverndepartementet for endelig avgjørelse.

Med hilsen

Håvard Holm
SFT-direktør

Ingrid Bjotveit
direktør for næringslivsavdelingen

Vedlegg:
Saksdokumenter

Kopi til:
Statoil ASA, 4035 Stavanger,
Natur og Ungdom og Bellona, Boks 2141 Grünerløkka, 0505 Oslo