Vedlegg til tillatelse til utslipp for Naturkraft AS i forbindelse med drift av et gasskraftverk på Kårstø i Tysvær kommune

SFT-ref: 98/3877- LK
408/98-029

Begrunnelse for avgjørelsen

Innholdsfortegnelse

1. Hva saken gjelder
2. Energiproduksjon

2.1. Beskrivelse av anleggskomponentene

3. Nabo og resipientforhold
3.1. Meteorologiske målinger og spredningsforhold
3.3. Marinbiologiske vurderinger

4. SFTs saksbehandling

5. Uttalelser

1. Hva saken gjelder

Naturkraft har søkt om tillatelse til utslipp til luft og vann samt støy og avfallshåndtering i forbindelse med etablering av et gasskraftverk på Kårstø i Tysvær kommune. Iht til søknaden vil kraftverket forbrenne ca 550 millioner Sm³ naturgass i året, og vil ha en installert effekt på ca. 380 MW elektrisk kraft og produsere inntil 3 TWh i året.

Naturkraft har valgt en teknologi som gir gasskraftverket en virkningsgrad for strømproduksjon på minst 58 %. Naturkraft har søkt om tillatelse til kjølevannsutslipp til Kårstøbassenget.

2. Energiproduksjon

Gasskraftverket på Kårstø vil være et såkalt kombinert anlegg (kombikraftverk), fordi man har to prosesser som leverer energi hhv. gassturbinprosessen og dampturbinprosessen. Kombikraftverket leveres med enakslet utførelse, dvs at gassturbin, dampturbin og generator er plassert på en felles aksel. Hovedkomponenten i et gassturbinbasert kraftverk er gassturbin, som består av tre hoveddeler: kompressor, brennkammer og turbin.

2.1. Beskrivelse av anleggskomponentene

• Gassturbin: turbinen er omtalt å være i "240 MW klassen", og har en ytelse på 235 til 265 MW. Forbrenningen er basert på "tørr lav NO_x - forbrenningsteknologi" som minimerer dannelsen av NO_x ved at brenselet er godt forblandet med luft ved antenning. 
• Røykgasskjele for gjenvinning av avgassvarme: Det benyttes en ufyrt røykgasskjel for å gjenvinne varmeenergien i eksosgassen. For at varmegjenvinningen skal være så effektiv som mulig er det valgt en tretrykks dampkjel med mellomoppvarming, dvs at dampen produseres på tre forskjellige trykknivå (høytrykk (HP), mellomtrykk (MP) og lavtrykk (LP). Det fremgår av søknaden at for å gjøre det mulig å installere et renseanlegg for NO_x i fremtiden, er det gjort visse forandringer i røykgasskjelen sammenlignet med en normal kjele (dvs at det er satt av plass for et renseanlegg i høytrykksdelen av kjelen). 
• Dampturbin med kondensator: Dampturbinen vil bestå av to separate turbinhus. Et for høytrykks- og mellomtrykksturbinen og ett for lavtrykksturbinen. Kondensatoren vil være montert i utløpet av lavtrykksturbinen. Den vil bli dimensjonert ut fra dampmengde og kjølevannstemperatur. Det framgår av søknaden at foreløpige beregninger viser at det er mulig å legge seg på et trykk lavere enn 0,03 bar slik at ytelsen fra dampturbinen vil være opp mot 150 MW.

   

  Anlegget er forberedt for avtapping av damp, for å kunne utnytte energien i dampen som varmeenergi. Avtapping av damp før den når utløpet av lavtrykksturbinen, vil medføre et tap i elektrisitetsproduksjonen, og det totale energiinnholdet i dampen vil variere med mengden som tappes av. Det fremgår av søknaden at det ikke er mulig å si noe om totalvirkningsgraden for anlegget som følge av dampleveransene, før man vet hvilken dampmengde som forbrukes. Ifølge Naturkraft gjelder generelt at man ved å tappe av 10 MW varme, ved den tilstanden som her er valgt for dampavtapping, vil øke virkningsgraden med 1 %. Dampen kan leveres til forbrukere i nærheten og forsyne disse med varmeenergi. 
• Generatoren: Den vil være montert på samme aksling som gassturbinen og dampturbinen. All mekanisk energi levert til akslingen vil i generatoren bli konvertert til elektrisk energi. Under oppstart av anlegget vil nettet levere el til generatoren, og den vil da fungere som en startmotor for gassturbinen.

3. Nabo og resipientforhold

Tomten for gasskraftverket ligger innenfor regulert industriområde for gassterminalen på Kårstø (Kårstøanlegget). Området for utbygging ligger innenfor sikkerhetssonen til Kårstøanlegget. Nærmeste bolig ligger nord for området. Avstanden i luftlinje er ca 850 meter. Kraftverket vil bli liggende på kote + 8.

3.1. Meteorologiske målinger og spredningsforhold

Klimaet ved Kårstø er typisk for ytre strøk av Vestlandskysten med rikelig nedbør fordelt over året og liten skjerming mot vind. De fremherskende vindretningene er nord-nordøst om sommeren og sør-sørøst om vinteren (NILU /9/). Tatt i betraktning de høye vindstyrkene fra sørøst og nordvest, synes spredningsforholdene i området å være relativt gode.

3.2. Forurensningssituasjonen på Kårstø

Det er utført kontinuerlige målinger av meteorologi og spredningsforhold for nitrogenoksider (NO_x) på Kårstø, i perioden mars 1994 til mars 1995. Ifølge Norsk Institutt for luftforskning (NILU) er luftkvaliteten på Kårstø god. Konsentrasjoner i luft og avsetning av nitrogen og svovel er dominert av langtransportert luftforurensning og er svært lik et lite forurenset sted på Vestlandet.

Korttidsmiddel- og langtidsmiddelkonsentrasjoner
Årsmiddelkonsentrasjonen av NO_x ble målt til 4,6 m g/m³. Den maksimale timemidlede konsentrasjonen av NO₂ ble målt til 60 m g/m³ (SFTs anbefalte luftkvalitetskriterium er 100 m g/m³). Konsentrasjonene av svovelforbindelser og nitrogenforbindelser er lavere enn anbefalte luftkvalitetskriterier.

Konsentrasjonene av ozon var høye sammenlignet med gjeldende luftkvalitetskriterier, men normale for kysten av Vest-Norge. Den høyeste målte timeverdien for ozon var 240 m g/m³ (SFTs anbefalte luftkvalitetskriterium er 100 m g/m³). De høye ozonkonsentrasjonene er i hovedsak forårsaket av langtransportert luftforurensning.

SFTs anbefalte luftkvalitetskriterier er veiledende grenseverdier som (brukes for å vurdere om et utslipp til luft kan forårsake helse- eller miljøeffekter) angir det nivå som ut fra helsemessig vurdering beskytter de aller fleste mennesker fra å oppleve negative helseffekter, også de mest utsatte gruppene som astmatikere og personer med andre lungelidelser eller hjerte-/karlidelser. Det er utarbeidet luftkvalitetskriterier for SO₂, NO₂, CO, ozon, fluorid og svevestøv med hensyn på helse og vegetasjon. De anbefalte grenseverdiene er angitt med ulike midlingstider. De meteorologiske forholdene har stor betydning for hvor høye konsentrasjoner som måles.

Avsetning av nitrogenforbindelser
Kårstøområdet har en årlig nitrogen avsetning (N-avsetning) på 1200 – 1600 mg N/m² pr år og ligger i det området av Norge som har høyest N-belastning fra langtransportert luftforurensning. Variasjonen i N-avsetning skyldes for det meste variasjon i nedbørsmengde fra år til år, og fra sted til sted.

Forsuringen rundt Kårstø er ifølge NILU dominert av svovelavsetningen, men bidraget til forsuringen som skyldes avsetning av nitrogen er også vesentlig. Det er utført tålegrenseberegninger for tilførsler av syre til overflatevann i et landareal på 4221 km². Med dagens svovel og nitrogendeposisjon har 3032 km² av dette området i dag overskredet tålegrensen (dvs at området mottar mer (S+N) enn det som kan nøytraliseres i nedbørfeltene slik at overflatevannet blir forsuret).

Kårstø ligger i et område av landet hvor kystlyngheier er en viktig og dominerende vegetasjon. Lyngheiene er et resultat av generasjoners påvirkning på miljøet og avskogning, brenning, vinterbeite og lyngslått. Vegetasjonen er generelt tilpasset liten tilgang på nitrogen og anses som følsom for økt nitrogentilførsel. I tilsvarende områder med lyngheier i Nederland, Tyskland og Storbritannia endres vegetasjon mot mer gress når nitrogentilførselen øker. Denne tendensen kan også spores i Rogaland og Sunnhordland over de siste 20-35 år i følge NILU.

Nedbørmyrer finnes spredt som en naturlig enhet i lyngheilandskapet og anses som et av de mest følsomme systemene overfor økt nitrogenavsetning. Tålegrensene for nedbørmyrer i Kårstøområdet er i dag sterkt overskredet.

Epifyttiske lav og moser tar opp nitrogen både i tørr og våtavsetning. Moderate økninger i tilgjengelig nitrogen har ført til økt vekst av enkelte lavarter på trær.

3.3. Marinbiologiske vurderinger

I forbindelse med konsekvensutredningen av 01.03.96 utarbeidet SINTEF og Oceanor på oppdrag fra Naturkraft, en felles konsekvensvurdering av kjølevannsutslippet til sjø /8/. Konklusjonene av disse undersøkelsene er at kjølevannsutslippet neppe vil medføre nevneverdige konsekvenser for det marine miljøet utenfor influensområdet.

4. SFTs saksbehandling

Søknaden er behandlet i samsvar med bestemmelsene i forskrift om saksbehandling etter forurensningsloven av 11.07.83.

Søknadsdokumentene ble sendt på høring til Tysvær kommune, Fylkesmannens miljøvernavdeling i Rogaland, Rogaland fylkeskommune, Direktoratet for brann- og eksplosjonsvern (DBE), Rogaland Fiskarlag, Direktoratet for naturforvaltning, Norges vassdrags- og energiverk (NVE), Havforskningsinstituttet, Kystverket 2. distrikt, Natur og Ungdom, Bellona, Norges Naturvernforbund, Greenpeace, Framtiden i Våre Hender, Fellesaksjonen mot gasskraft, Norges Miljøvernforbund. Et sammendrag av søknaden er kunngjort i pressen og sendt Arbeidstilsynet 7. distrikt, Fiskeridirektoratet og Kystdirektoratet.

SFT har mottatt uttalelser fra Tysvær kommune, Rogaland fylkeskommune, Bellona, Direktoratet for naturforvaltning, Direktoratet for brann- og eksplosjonsvern, Fiskeridirektoratet, felles uttalelse fra Natur og Ungdom, Fellesaksjonen mot gasskraft, Norges Naturvernforbund, Greenpeace og Framtiden i Våre Hender.

5. Uttalelser

SFT har i det følgende gjengitt hovedmomentene i hver enkelt uttalelse med etterfølgende kommentarer fra Naturkraft:

Tysvær kommune ved Rådmannen anbefaler SFT å gi Naturkraft utslippstillatelse under forutsetning av at det velges optimale løsninger for å redusere skadene på natur og miljø og at det utarbeides nytt overvåkingsprogram for området. Kommunen ber om at gasskraftverket integreres med gassterminalen og at det legges til rette for mulig utnyttelse av overskuddsvarmen fra gasskraftverket.

Naturkraft:
De forholdene kommunen bringer opp er ifølge Naturkraft en del av konsesjonsbetingelsene, med unntak for punktet om måleprogram. Bedriften bekrefter at den utarbeide et felles overvåkingsprogram sammen med Statoil for hele Kårstø-regionen, og et eget program for utslipp fra gasskraftverket i tråd med SFTs retningslinjer.

Rogaland Fylkeskommune anbefaler at en mest mulig moderne teknologi legges til grunn for bygging av gasskraftverket, samt at det pålegges CO₂ –rensning ut fra en nasjonal vurdering og i forhold til de forpliktelsene som Norge er pålagt etter Kyotoavtalen. Fylkeskommunen mener at nitrogenutslippene må renses så langt det er mulig med tilgjengelig teknologi, og at utbygger må pålegges et overvåkingsprogram for å måle eventuelle effekter i nærmiljøet.

Naturkraft:
Viser til uttalelsen til Tysvær kommunes uttalelse.

Fiskeridirektoratet vurderer søknaden som lite dekkende når det gjelder beskrivelse av fiskeriaktiviteten i Kårstø-området. Direktoratet forutsetter at utslippene fra gasskraftverket til sjø ikke vil påføre bunnfauna, villfisk og oppdrettsfisk i influensområdet negative konsekvenser.

Naturkraft:
Bedriften viser til at resipienten ved Kårstø-anlegget er grundig undersøkt og at konklusjonene av disse undersøkelsene er at kjølevannsutslippet neppe vil medføre nevneverdige konsekvenser for det marine miljøet utenfor influensområdet at dagens utslipp fra Kårstøanleggene.

Direktoratet for naturforvaltning (DN) ber SFT om å ta særlig hensyn til DNs uttalelse til konsekvensutredningen av 12.06.96 knyttet til utslipp av nitrogenoksider (NO_X) og lokale regionale virkninger på naturmiljøet av slike utslipp, avbøtende tiltak – valg av teknologi, samt kommentarer om miljøovervåkingsprogram. DN ber SFT om også å vurdere alternative rensemetoder til den som er oppgitt i søknaden, og eventuelt pålegge utbygger å investere i slike tiltak, slik at utslipp av NO_x kan reduseres samtidig som nitrogenavsetningen ikke øker som følge av ammoniakkutslipp.

Naturkraft:
I henhold til de opplysninger Naturkraft har klart å skaffe til veie, er det ingen referanser på bruk av slike renseanlegg på utslipp fra gasskraftverk. Men metoden baserer seg på selektiv katalytisk rensing (SCR) som er tradisjonelt for denne typen renseanlegg. Nitrogenrenseanlegg er installert på anlegg med vesentlig høyere utslippskonsentrasjoner, som kullkraftverk. Ammoniakkutslipp oppstår ved rensing av avgasser med lave konsentrasjoner, eller dersom rensekravet settes særskilt høyt. Både bruk av urea og ammoniakk i renseprosessen vil medføre utslipp til luft som gir økte avsetninger av sure komponenter.

Direktoratet for brann- og eksplosjonsvern: Ingen spesielle kommentarer til søknaden

Kystdirektoratet (Kystverket 2. distrikt): Ingen spesielle kommentar til søknaden

Bellona finner ikke grunn til å feste lit til de dataene Naturkraft og NILU har presentert vedrørende katalytisk rensing av NO_x med tilsats av ammoniakk, fordi det er lagt til grunn en renseeffektivitet på 75 prosent, mens det kommersielt markedsføres slike enheter med 80 – 90 prosent. Videre at det opereres med en restverdi av ammoniakk på 5 ppm i røykgassen, som ifølge Bellona er det nivået leverandøren garanterer at utslippet ikke vil gå over, og ikke hva det vil faktisk være over tid. Ifølge Bellona bidrar disse to forholdene til at NILUs beregninger ikke er tilstrekkelig til å gi et presist beslutningsgrunnlag for de konklusjoner NILU og Naturkraft har trukket. Bellona har videre påpekt at NILUs konklusjoner er basert på en snever betraktning av miljøproblemene i det man forholder seg til nedfallet kun i nærområdet til gasskraftverket og unnlater å se på effektene av netto NO_x-bidrag til en større region. For øvrig viser Bellona til tidligere diskusjoner og arbeider i den offentlige saksgangen uten å gå detalj.

Naturkraft påpeker at innhentede referanser fra leverandører av SCR-anlegg ligger til grunn for Naturkraft utredninger. Det er ikke installert SCR-anlegg på gasskraftverk med tørr-lav-NO_x-forbrenning. Det blir direkte misvisende å trekke frem virkningsgraden på SCR-anlegget alene slik Bellona gjør. For Naturkrafts anlegg må man se på kombinasjonen av tørr lav-NO_x-forbrenning og SCR. NO_x-konsentrasjonen i avgassen fra slike anlegg er så lav at leverandørene ikke vil angi en rensegrad høyere enn ca 75 % som realistisk for en SCR-enhet.

Ifølge Naturkraft vil det ikke være mulig å benytte en slik enhet sammen med tørr lav-NO_x-forbrenning uten å få et økt utslipp av ammoniakk til luften. Rensing utover det nivå som er utredet i søknaden vil medføre at ammoniakktilførselen må økes vesentlig, og man får da såkalt ammoniakkutslipp ved rensingen.

Naturkraft påpeker videre at NILU i sine utredninger for konsekvensutredningen og for utslippssøknaden, har vurdert både lokale og regionale virkninger av utslippene. I rapportene er det redegjort for forventede effekter i de ulike områdene av utslippene fra gasskraftverket. Grunnen til den noe sterkere fokuseringen på de lokale forholdene i rapporten som er vedlagt utslippssøknaden, er de virkninger man får dersom det installeres renseanlegg for NO_x. Ammoniakkutslipp fra slike anlegg vil i første rekke påvirke nærområdene til anlegget, ved økt avsetning av sure komponenter.

I en fellesuttalelse fra Natur og Ungdom, Fellesaksjonen mot gasskraft, Norges Naturvernforbund, Greenpeace og Framtiden i Våre Hender går organisasjonene i mot at det blir gitt utslippstillatelse til Naturkraft. Naturvernorganisasjonene begrunner dette med å trekke i tvil om gasskraften vil komme til erstatning for eksisterende kullkraftverk i Norges naboland. Organisasjonene hevder videre at gasskraftverket vil medføre store utslipp av CO₂ som vil kunne vanskeliggjøre Norges oppfølging av Kyoto-avtalen, samt at virkningene av NO_X-utslipp ikke er tilstrekkelig utredet. Videre at Hydros planer gir SFT stor grunn til ikke å gi Naturkraft en utslippstillatelse.

Naturkraft påpeker at utslipp til luft er den sentrale problemstillingen ved bygging av gasskraftverk, og at utslipp av nitrogenoksider er viet stor oppmerksomhet i utredningene, og kan derfor vanskelig skjønne ovennevnte påstand. Ifølge Naturkraft har NILU foretatt beregninger av konsentrasjoner i luft og avsetning av nitrogenoksider til bakken. De har samarbeidet med NIVA og Norsk institutt for naturforskning (NINA), for å få vurdert effektene av utslippene mht forsuring av overflatevann, og på flora og fauna. Videre at de planlagte anleggene representerer siste utviklede teknologi innen gassturbinsektoren, og at dette for øvrig er et krav i konsesjonen. Ifølge Naturkraft er tørr-lav-NO_x –brennere som skal installeres, så nye på markedet at de kun er levert til noen få anlegg i verden. Ifølge Naturkraft er det derfor fullstendig feil å hevde at anleggene er gammeldagse.

Når det gjelder CO₂-reduksjon, påpeker Naturkraft at konklusjonen i søknaden er at det ikke kan forsvares kommersielt å bygge et slikt anlegg basert på dagens teknologi. Videre at konseptet som Hydro lanserte baserer seg på en annen teknikk for utskilling av CO₂ som innebærer behov for en viss modifikasjon av de kjente gassturbinene, samt en viss utvikling og/eller modifikasjon i andre deler av kraftverket.

6. Utslipp og krav til rensing/miljøverntiltak

Det er en etablert praksis i SFT å stille strenge krav til ytre miljø ved etablering av nye anlegg.

SFT har stilt strenge krav til CO₂-utslippet før Kyotoforpliktelsene trer i kraft for å ta hensyn til miljøproblemene økte CO₂-utslipp kan medføre. SFT har også vurdert utslippene i forhold til nye virkemidler. Videre har SFT vurdert søknaden i forhold til at gasskraftverket representerer en ny stor utslippskilde for CO₂, NO_X og oppvarmet kjølevann. I tillegg er søknaden vurdert mht. CO₂-reduserende teknologi under utvikling, kriteriene for beste tilgjengelige teknikker (BAT) for NO_X-utslipp fra gasskraftverk og ny forventet forbrenningsteknologi. Utslippenes virkning på luft- og vannkvalitet og andre mulige miljøhensyn som støy og avfallsgenerering er også vurdert.

6.1. Utslipp til luft

Gasskraftverket medfører betydelige utslipp til luft av CO2, relativt store utslipp av NOX samt mindre utslipp av VOC. Utslipp av disse komponentene avhenger av innholdet i gassen som blir forbrent.

6.1.1. Karbondioksid (CO₂)

6.1.1. a) CO₂-problembeskrivelse

FNs klimapanel har slått fast at utslipp fra menneskelig aktivitet i vesentlig grad bidrar til å øke konsentrasjonen av klimagasser i atmosfæren. Økt konsentrasjon av klimagasser fører til en stigning av temperaturen i nedre deler av atmosfæren. Det er imidlertid usikkerhet knyttet til hvor raskt og hvor omfattende denne klimaendringen blir. I følge den andre hovedrapporten til FNs klimapanel fra 1995 forventes det en økning i den globale gjennomsnittstemperaturen på mellom 1 og 3,5 grader i løpet av de neste 100 årene. En slik økning vil i så fall være den raskeste økning i middeltemperatur på 10.000 år og føre til heving av havnivået, endringer i nedbørsmønstre og vindsystemer. Endringene kan ha store konsekvenser for naturlige økosystemer og sosio-økonomiske forhold.

Klimagassen CO₂ står for den største andelen av de menneskeskapte utslippene og har bidratt til å øke konsentrasjonen av klimagasser vesentlig de siste 100 årene. Beregningseksempler gjengitt av FNs klimapanel viser at en stabilisering av CO₂-konsentrasjonen på for eksempel 450 ppm (dagens nivå er ca. 360 ppm) sannsynligvis vil kreve at de globale CO₂-utslippene må reduseres med 50-60 prosent i de neste 100 årene. CO₂ har lang levetid i atmosfæren og det er derfor de akkumulerte utslippene som først og fremst betyr noe for CO₂-konsentrasjonen i atmosfæren. Dette innebærer at jo tidligere reduksjonen kommer jo større er mulighetene for å redusere faren for alvorlige klimaendringer.

Bruk av fossile brensler som kull, olje og naturgass er den viktigste årsaken til utslipp av CO₂. I dag er det på verdensbasis kull som er det viktigste råstoffet for produksjon av elektrisitet. Mengden av CO₂ som dannes ved forbrenning av naturgass er omtrent 2/3 av dannelsen ved bruk av kull i anlegg med samme virkningsgrad. Flere land med mye kullkraft vurderer derfor gasskraftproduksjon som et fornuftig alternativ på kort og mellomlang sikt . Sett i norsk sammenheng er imidlertid bruk av naturgass til elektrisitetsproduksjon første skritt i retning av fossilbasert kraftproduksjon.

6.1.1. b) Stortingsmeldinger og kvoteutvalg

SFT har tatt hensyn til Stortingets forutsetninger i St.meld. nr. 29 (1997-98) "Norges oppfølging av Kyotoavtalen" (Kyotomeldingen), St.meld. nr. 38 (1995-96) "Om gasskraftverk i Norge" (Gasskraftmeldingen) og mandatet til utvalget som skal utrede et nasjonalt kvotesystem for klimagasser.

Stortinget behandlet Gasskraftmeldingen den 14.06.96, og ga klarsignal til konsesjonsbehandling av søknadene om å bygge gasskraftverk på Kollsnes og Kårstø. Det framkommer av meldingen at eventuelle gasskraftverk i Norge må bygges med den best tilgjengelige miljøvennlige teknologi slik at den totale energiutnyttelsen blir minst på høyde med den som oppnås i annen kraftproduksjon med fossile brensler.

I Gasskraftmeldingen ble det forutsatt at de samlede CO₂-utslippene i Norden skulle reduseres dersom det skulle bygges gasskraftverk i Norge. Etter den er Kyotoavtalen inngått, som når den er ratifisert vil regulere de samlede klimagassutslippene fra hvert av de nordiske landene. Norges forpliktelse i Kyotoavtalen er at utslippet av klimagassene i forpliktelsesperioden 2008 – 2012, som et gjennomsnittsår, ikke skal øke mer enn 1% i forhold til utslippet i 1990. Dette innebærer at Norge må redusere sine årlige nasjonale klimagassutslipp med 12,3 millioner tonn¹⁾ innen årene 2008-2012 i forhold til den referansebanen som er lagt fram i Kyotomeldingen. I denne meldingen ble det foreløpig vurdert nasjonale klimagasstiltak tilsvarende ca. 5 millioner tonn CO₂ - ekvivalenter. Regjeringen har imidlertid ikke kvantifisert hvor stor del av Kyotoforpliktelsen som skal gjennomføres ved nasjonale tiltak. I tråd med bestemmelsen i Kyotoprotokollen fremhever imidlertid regjeringen at bruk av fleksible gjennomføringsmekanismer skal være et supplement til nasjonale tiltak og at "vi må basere oss på å realisere mye av utslippsreduksjonen innenlands", jfr. Kyotomeldingen.

1)12,3 mill. tonn inkluderer utslippene fra Naturkrafts 2 planlagte gasskraftverk på til sammen 2,1 mill. tonn.

Kyotoforpliktelsen innebærer også at "... hvert industriland skal ha demonstrert klar framgang i å oppnå sine utslippsforpliktelser innen 2005". I denne sammenhengen legger regjeringen i Kyotomeldingen til grunn "at det vil være fornuftig å starte tidlig med å gjøre de nødvendige tilpasningene som en ser for seg at samfunnet må gå igjennom for å realisere nåværende og kommende forpliktelser på klimaområdet". Videre foreslo regjeringen i Kyotomeldingen at det fra 1999 ble innført en minimumssats for CO₂ - avgift på 100 kroner/tonn for alle nasjonale CO₂-kilder. Regjeringen fikk ikke støtte for en slik gjennomgående CO₂ - avgift i Stortinget. Stortinget ba i stedet regjeringen om å innføre et nasjonalt system for handel med CO₂-kvoter og nedsatte et offentlig utvalg for å utrede og legge fram forslag til utforming av et slikt kvotesystem. Av mandatet til dette utvalget går det fram at det nasjonale kvotesystemet skal knyttes opp mot et internasjonalt system for handel med kvoter, felles gjennomføring og Den grønne utviklingsmekanismen (CDM). Det er foreløpig ikke klart hvordan et slikt kvotesystem vil fungere, eller når det blir etablert. Kvoteutvalget har imidlertid frist til 31.12.1999 til å komme med sin innstilling til Miljøverndepartementet. SFT har tatt hensyn til fremtidig introduksjon av internasjonale fleksible gjennomføringsmekanismer under Kyotoprotokollen og implementering av et system for nasjonal kvotehandel i behandlingen av denne saken.

6.1.1. c) Andre gasskraftverk

SFT forventer at det i nær framtid vil komme flere søknader om utslippstillatelse for CO₂ fra andre planlagte gasskraftverk. Dette gjelder bla. Industrikraft Midt-Norge og etablering av et gasskraftverk i Skogn, Nordenfjeldske Energi og etablering av et gasskraftverk på Tjeldbergodden og HydroKraft på Karmøy. Disse medfører CO₂-utslipp på 3,5 millioner tonn pr år utover utslippsprognosene presentert i referansebanen i Kyotomeldingen. Avgjørelsen i denne saken må sees i sammenheng med hvordan vi skal regulere store nye CO₂-utslipp og samtidig legge til rette for at Norge skal kunne innfri Kyotoavtalen.

6.1.1. d) SFTs vurdering av omsøkte utslipp av CO₂

Naturkraft har valgt en teknologi som gir gasskraftverket en virkningsgrad for strømproduksjon på minst 58 %. Gasskraftverket vil forbrenne inntil 550 millioner Sm³ naturgass pr. år. Den omsøkte strømproduksjonen på ca. 3 TWh medfører ifølge Naturkraft at gasskraftverket får et CO2-utslipp på i gjennomsnitt ca. 1.050.000 tonn/år over en periode på 6 år og maksimalt 1.120.000 tonn/år. Gasskraftverket vil med dette bli en av Norges største industrielle enkeltkilder for utslipp av CO₂.

Etter SFTs vurdering kan de omsøkte utslipp av CO₂ fra gasskraftverket vanskeliggjøre oppfyllelse av Norges forpliktelse fra Kyoto. Det er derfor nødvendig å stille strenge krav til utslipp av CO₂ fra gasskraftverket.

CO₂-utslippet ved det tidspunkt anlegget settes i drift, skal ikke være høyere enn 112.000 tonn pr år (dvs 10 % av det omsøkte utslippet). Når et nasjonalt kvotesystem trer i kraft for norske gasskraftverk, kan Naturkraft alternativt kompensere hele CO₂-utslippet (dvs 1.120.000 tonn pr år) eller deler av CO₂ -utslippet i kombinasjon med CO₂ – reduserende teknologi. Kompensasjon av CO₂-utslippet kan gjennomføres ved kjøp av nasjonale- eller internasjonale kvoter eller deltagelse i felles gjennomføringsprosjekter eller CDM-prosjekter når disse systemene blir etablert. SFT utelukker ikke at utslippet på 112.000 tonn pr år, som er mengden CO₂ som slippes ut ved bruk av CO₂ – reduserende teknologi, kan omfattes av et nasjonalt kvotesystem, jf utslippstillatelsens pkt 3.1. og 7.1.2.1 a).

CO₂–reduksjonen/kompensasjonen kan møtes på 3 måter:

1. CO₂-reduserende teknologi

I hht. til konsesjonen fra Olje- og energidepartementet skal gasskraftverket legges til rette for separasjon og deponering av CO₂ og delta aktivt i forskning og utvikling av denne teknologien slik at den kan tas i bruk, jf OEDs vedtak av 05.06.97.

Utslippet av CO₂ kan reduseres ved tekniske tiltak i form av implementering av ny teknologi dersom Statoil og Hydro m.fl. utvikler disse i tråd med foreliggende planer. Begge disse tekniske løsningene vil ifølge planene kunne redusere CO₂ -utslippet med ca. 90 % i forhold til omsøkte utslippsmengder. På denne bakgrunn har SFT stilt krav om at det maksimale utslippet fra gasskraftverket på Kårstø ikke skal overskride 10 % av den omsøkte utslippsmengden for CO₂, dvs. 112.000 tonn/år, ved det tidspunkt anlegget settes i drift.

CO₂ rensing og deponering
I ELSAMPROSJEKTET A/S /6/ er det gjort rede for ulike metoder for rensing og deponering av CO₂. Alle rensemetodene innebærer at CO₂ må separeres fra avgassen før deponering, noe som forutsetter at anlegget er teknisk tilrettelagt for å lede avgassen inn i et rensetrinn som må bygges i tilknytning til gasskraftverket. Ifølge Naturkraft vil gasskraftverket bygges slik at det er teknisk forberedt for separasjon av CO₂. Et renseanlegg for CO₂ basert på dagens membranteknologi vil redusere CO₂-utslippet med ca 90 %. I tillegg vil teknologien medføre betydelig økt avfallsgenerering, og energitapet forventes å utgjøre ca. 25 %, dvs at virkningsgraden reduseres fra 58 til ca 44 %.

Statoil startet høsten 1997 opp et forskningsprosjekt som har som målsetting å utvikle kommersiell teknologi for CO₂ - reduksjon. Et av målene for programmet er at det innen år 2000 skal utvikles et konsept for et landbasert gassturbinanlegg med integrert CO₂ - separasjon og -deponering, med en betydelig reduksjon av kostnad og energiforbruk i forhold til dagens energikrevende membranteknologi. En annen utfordring ved denne teknologien er å redusere generert mengde avfall. CO₂ - gassen fra anlegget er tenkt deponert i Utsira-formasjonen i Nordsjøen utenfor Kårstø. Statoil har beregnet kostnaden ved denne teknologien på Kårstø til ca. 670 kroner pr. tonn CO₂ når gasskraftverket og nye turbiner tilknyttet Åsgardutbyggingen er inkludert, men det er identifisert mulige tiltak som på lengre sikt kan medføre at den samlede rensekostnaden for CO₂ bringes ned til ca. 490 kroner pr. tonn CO₂ (Statoil – Naturgass konferansen 1998).

Hydrogenteknologi
Norsk Hydro planlegger å bygge et gasskraftverk basert på hydrogenrik fyrgass på Karmøy /7/. Den hydrogenrike gassen vil bli produsert i en såkalt reformingprosess, hvor naturgassen sammen med vanndamp og luft omdannes til en blanding av hydrogen, nitrogen og karbondioksid (CO₂). CO₂ blir skilt fra gassblandingen, komprimert og deretter sendt til oljefeltet Grane for injeksjon. Om lag 90 % av CO₂ – produsert blir injisert, og de resterende 10 % slippes ut. Virkningsgraden i et slikt anlegg vil være mellom 40 til 45 %.

Hydro har valgt reformingprosessen fordi denne forventes å gi lavere kostnad samlet sett. Prosjektet innebærer nye anvendelser og kombinasjoner av kjent teknologi. Ifølge Hydro var det behov for å optimalisere prosessen og verifisere gjennomførbarheten etter lanseringen av teknologien våren-98. Dette er nå i stor grad gjennomført. Hydros teknologi kan ved injeksjon redusere utslippene av CO₂ betydelig, men vil medføre andre miljøbelastninger i form av vesentlig høyere nitrogenoksidutslipp, betydelig mer utslipp av oppvarmet kjølevann og større forbruk av brenngass pr. produsert energienhet enn teknologien som ligger til grunn for Naturkrafts anlegg.

Hydrogenteknologien lar seg ikke implementere i Naturkrafts konvensjonelle anlegg uten at dette bygges om, herunder installering av hydrogenbrennkammer. Ifølge Naturkraft vil de planlagte gasskraftverkene kunne ta i bruk hydrogenteknologien når den er kommersielt tilgjengelig.

SFTs vurdering av CO₂ -reduserende teknologi

Det er SFTs vurdering at Statoils CO₂ -separering og -deponeringsteknologi må videreutvikles før den er kommersielt tilgjengelig. Hydrogenteknologien, slik Hydro har presentert den i sin melding om gasskraftverk på Karmøy, har en mulighet til å bli økonomisk akseptabel, gitt at de får en tilfredsstillende pris for CO₂ gassen (jf Hydros planer for Granefeltet) og at en finner en tilfredsstillende løsning for NO_X-utslippene. SFT forventer at de foreliggende teknologiene vil kunne forbedres både teknisk og økonomisk i tiden fremover. Disse løsningene kan derfor bli økonomisk konkurransedyktige i forhold til kvoter.

2. Kompensasjon

Utslippene av CO₂ kan kompenseres gjennom kjøp av nasjonale eller internasjonale kvoter, deltagelse i felles gjennomføringsprosjekter og CDM-prosjekter når disse systemene blir etablert. Foreløpig er det knyttet stor usikkerhet til utformingen av slike systemer. Dette gjelder særlig hvilken kvotepris en kan forvente, hvor stor andel av forpliktelsen som må gjennomføres ved nasjonale tiltak, hvordan det nasjonale kvotesystemet vil bli bundet opp mot de fleksible mekanismene under Kyotoprotokollen og opplegg for tidlig kreditering. Det forventes at det nedsatte kvoteutvalget vil avklare disse forholdene.

3. Kombinasjon av CO₂-reduserende teknologi og kompensasjon av CO₂-utslipp

Deler av CO₂-utslippet kan reduseres ved teknologi og det resterende kan kompenseres for tilsvarende som under pkt. 2.

6.1.1.e) Samfunnsøkonomiske vurderinger

Når forurensningsmyndighetene skal avgjøre om utslippstillatelse skal gis til et gasskraftverk, legges det vekt på de forurensningsmessige ulemper ved tiltaket sammenholdt med de fordeler og ulemper som tiltaket for øvrig vil medføre, herunder samfunnsøkonomisk lønnsomhet. For et gasskraftverk innebærer dette ideelt sett at den samfunnsøkonomiske verdien av at gassvolumet benyttes i gaskraftverkets strømproduksjon skal overgå den samfunnsøkonomiske verdien av alternativ anvendelse av gassvolumet. Det har ikke vært mulig for oss å ta et så vidt utgangspunkt i våre beregninger. Vi har derfor nøyd oss med å utføre enkle beregninger for å forsøke å kartlegge om vi kan forvente at den samfunnsøkonomiske nytten av å etablere et gasskraftverk vil være større enn kostnadene. Dette innebærer at vi ikke vurderer om det finnes alternativ anvendelse for denne gassen som vil kunne gi et større samfunnsøkonomisk overskudd.

Som basis for de samfunnsøkonomiske beregningene har Statistisk sentralbyrå (SSB) på oppdrag fra SFT beregnet hvilken strømpris og kvotepris for CO₂ vi kan forvente det enkelte år i perioden fram til 2027 med basis i alternative gasspriser. Resultatet fra dette arbeidet finnes i SSB-publikasjonen 98/54 "Kraftpris og skyggepris på CO₂-utslipp i Norge til 2027" (se vedlegg 3). SSBs beregninger er utført ved hjelp av makroøkonomiske modeller som anvendes av forvaltningen ved vurdering av mulig utvikling i norsk økonomi og konsekvensener av denne utviklingen. På dette grunnlaget har SFT gjort anslag over samfunnsøkonomisk lønnsomhet for gasskraftverkene. Det er også gjort anslag over lønnsomhet for alternative utviklingsbaner for de ovennevnte størrelsene.

De nytte- og kostnadseffektene som inngår i våre beregninger er: 

1. Salgsinntekter for elektrisitet 
2. Innkjøpskostnader gass 
3. Driftskostnader gasskraftverket (utenom innkjøpskostnader gass) 
4. Investeringskostnader 
5. Ulike kvotepriser for utslipp av CO₂ 
6. Kostnader ved utslipp av NO_X

Som grunnlag for beregningene har vi fått oppgitt følgende data for gasskraftverket fra Naturkraft: 

• Investeringskostnad: 1,8 mrd NOK 
• Årlig driftskostnad: 88 MNOK 
• Årlig produksjon: 3,1 TWh 
• Årlig gassforbruk: 550 millioner Sm³ 
• Årlig CO₂–utslipp (gj.sn.): 1,05 millioner tonn 
• Årlig NO_X–utslipp (gj.sn.): 560 tonn

Disse dataene er lagt til grunn i alle beregningene vi har gjennomført. Det er videre benyttet en fast kostnad for NO_x –utslipp på 15 000 kr/tonn. Dette gjenspeiler tiltakskostnaden for å redusere de siste tonnene utslipp hvis regjeringens målsetning om ca. 30% reduksjon av NO_X–utslippene i forhold til 1990 skal oppnås innen 2010. Resultatet for Norge i de pågående internasjonale forhandlinger om ny protokoll for reduksjon av NOx, SO₂, NH₃ og VOC i Europa er for NO_X forventet å bli i denne størrelsesordenen. Tidligere estimater av gjennomsnittlig skadekostnader som følge av utslipp og avsetning av NO_X i spredtbygde områder i Norge er på samme nivå som den marginale tiltakskostnaden. I disse estimatene er effekter på økosystemer ikke fullstendig verdsatt, og det er sannsynlig at det er et lavt anslag for miljøkostnadene. Nyere internasjonal forskning antyder også dette.

I tillegg til ovennevnte vil en være avhengig av anslag på elektrisitetspris, gasspris og skyggepris på CO₂. SSB har utredet hva som kan forventes å bli størrelsen på disse i den aktuelle perioden. I SSBs utredning er skyggeprisen for CO₂ beregnet med utgangspunkt i forventet kvotepris for CO₂. Dette innebærer at skadekostnader knyttet til CO_2-utslippenes bidrag til klimaendringer ikke nødvendigvis fullt ut er inkludert.

I sitt notat har SSB anslått forventet kvotepris og elektrisitetspris for det enkelte år i prosjektets levetid dersom Norge deltar i et internasjonalt kvotemarked. Dette er gjort for en gasspris på henholdsvis 0,55 og 0,65 kr/Sm³. Disse alternativene er kalt henholdsvis KVOT55 og KVOT65 i notatet. SSB har også beregnet forventet kvotepris og elektrisitetspris for det enkelte år i prosjektets levetid dersom Norge ikke deltar i et internasjonalt kvotemarked. De samme gasspriser er benyttet. Disse alternativene er kalt henholdsvis NASJ55 og NASJ65 i notatet. For en oversikt over de faktiske anslagene viser vi til notatet til SSB, jfr. vedlegg 3.

Det er betydelig usikkerhet knyttet til flere av beregningsfaktorene. Dette gjelder spesielt størrelsen på kvoteprisen. SFT har derfor valgt også å utføre de samfunnsøkonomiske beregningene med andre kvotepriser enn dem som er anslått av SSB. I tillegg til dette har SFT gjennomført følsomhetsberegninger ved å variere elektrisitetsprisen. Disse følsomhets-beregningene er gjennomført med basis i utredningen til SSB.

Vi har i utgangspunktet forutsatt at det vil bli en eller annen form for internasjonalt kvote-marked. Dette innebærer at vi har forholdt oss til elektrisitetspris og CO₂-kvotepriser under alternativene KVOT55 og KVOT65 i SSB-notatet. Det har imidlertid vært ønskelig også å kunne si noe om hvilken effekt det vil få for kostnadene dersom det ikke blir åpnet for internasjonal kvotehandel. Vi har derfor også gjennomført noen beregninger på basis av de kvotepriser og elektrisitetspriser som SSB har anslått i dette tilfellet (NASJ55 og NASJ65).

Beregningsgruppe 1:
Beregningene i denne gruppen er basert på at Norge deltar i et internasjonalt kvotemarked. Elektrisitetsprisen er i samsvar med framskrivningen til SSB (KVOT55/ KVOT65) uten at det er foretatt noen endringer. Alternative beregninger er utført med gasspris på henholdsvis 0,50 kr, 0,55 kr og 0,65 kr/Sm³. I tillegg til dette har vi sett på konsekvensene av å variere kvoteprisen for CO₂. Vi har sett på følgende alternativer:

1. Kvotepris på 0 kr fram til og med år 2007 deretter en kvotepris på 125 kr resten av perioden 
2. Kvotepris på 125 kr i hele perioden 
3. Kvotepris på 0 kr fram til og med år 2007 deretter kvotepris anslått av SSB (KVOT55 og KVOT65) 
4. Kvotepris på 100 kr fram til og med år 2007 deretter kvotepris anslått av SSB (KVOT55 og KVOT65) 
5. Kvotepris anslått av SSB (KVOT55 og KVOT65)

Disse alternativene har gitt følgende anslag med henholdsvis 5% og 7% kalkulasjonsrente:

Kalkulasjonsrente 5%. Anslag i mill. kr.

Kalkulasjonsrente 7%. Anslag i mill. kr.

Som vi kan se av dette så vil alternativet med en kvotepris lik 0 fram til og med år 2007 og kr. 125,- resten av perioden gi positiv nåverdi for alle gassprisalternativene og begge kalkulasjonsrentene. Alternativet der vi har forutsatt at kvotepris er kr. 125,- i hele perioden viser også en klart positiv nåverdi i alle alternativene.

SSB forventer en utvikling i kvoteprisen på fra kr. 200,- i år 2002, stigende til kr. 485,- i år 2026 (KVOT55 og KVOT65). Dette alternativet gir negativ nåverdi i alle alternativene. Vi har modifisert dette alternativet ved også å vurdere alternativer der kvoteprisen blir satt til henholdsvis kr. 0,- og kr. 100,- for perioden fram til og med år 2007. Også disse alternativene gir klart negativ nåverdi, med unntak av alternativet med kvotepris på kr. 0,- til og med år 2007, gasspris på kr. 0,50 og kalkulasjonsrente på 5%.

Beregningsgruppe 2:
Vi har i disse beregningene gjort tilleggsberegninger for alternativ 3 og 5 over. I disse beregningene har vi variert elektrisitetsprisen på følgende måte:

Disse følsomhetsberegningene har gitt følgende anslag med henholdsvis 5% og 7% kalkulasjonsrente:

Kalkulasjonsrente 5%. Anslag i mill. kr.

Kalkulasjonsrente 7%. Anslag i mill. kr.

Som vi kan se er det kun i tilfellene med en økning av elektrisitetsprisen med 20% det enkelte år (EL1) vi gjennomgående får en positiv nåverdi. Den elektrisitetsprisen som er forutsatt av SSB gir i alle tilfellene, med unntak av alternativet med kvotepris på kr. 0,- til og med år 2007, gasspris på 0,50 kr/Sm³ og kalkulasjonsrente på 5%, en negativ nåverdi. Av naturlige grunner medfører en reduksjon i elektrisitetsprisen i forhold til det som er forutsatt av SSB at nåverdien blir enda mer negativ.

Beregningsgruppe 3:
Vi har i disse beregningene forutsatt at det ikke vil være tillatt med internasjonal handel av kvoter. Disse beregningene er kun gjennomført med en gasspris på 0,55 kr/Sm³. Elektrisitetsprisen er derfor i disse tilfellene basert på NASJ55. Når det gjelder kvoteprisen har vi sett på følgende alternativer:

1. Kvotepris på 0 kr fram til og med år 2007 deretter kvotepris på kr. 490,- resten av perioden 
2. Kvotepris på 0 kr fram til og med år 2007 deretter kvotepris anslått av SSB (NASJ55) 
3. Kvotepris anslått av SSB (NASJ55)

Disse alternativene har gitt følgende anslag med henholdsvis 5% og 7% kalkulasjonsrente:

Kalkulasjonsrente 5%. Anslag i mill. kr.

Kalkulasjonsrente 7%. Anslag i mill. kr.

Som vi ser vil vi få negativ nåverdi i alle disse alternativene. Dette skyldes i hovedsak at et rent nasjonalt kvotesystem forventes å medføre betydelig høyere kvotepriser enn det som forventes med et internasjonalt system.

Beregningsgruppe 4:
Også her forutsetter vi at Norge ikke deltar i et internasjonalt kvotemarked. Under dette alternativet har vi utredet effekten av alternative elektrisitetspriser. Alle alternativene under beregningsgruppe 3 har kommet ut med negativ nåverdi. Dette innebærer at det kun er alternativ EL1 som vil kunne gi en positiv nåverdi i dette alternativet.

Dette alternativet har gitt følgende anslag med henholdsvis 5% og 7% kalkulasjonsrente:

Anslag i mill. kr.

Som man kan se av dette så vil heller ikke en økning i elektrisitetsprisen med 20% i forhold til det som er forutsatt av SSB medføre en positiv nåverdi for noen av disse alternativene.

Konklusjon
Vi har utført beregninger med 5 forskjellige kvotepriser og 3 forskjellige gasspriser basert på et regime med internasjonal kvotehandel (beregningsgruppe 1). For et utvalg av kvote-prisene har vi i tillegg utført alternative beregninger ved å variere elektrisitetsprisen (beregningsgruppe 2). For å se på effekten av begrensninger i kvotehandelen i forhold til utlandet har vi også sett på noen alternativer basert på kun nasjonal kvotehandel (beregningsgruppe 3 og 4).

Dersom vi forutsetter at gasskraftverket må kjøpe kvoter fra år 2002 viser våre beregninger at bygging av gasskraftverket ikke kan forventes å bli samfunnsøkonomisk lønnsomt. Dette anslaget er basert på kvotepris og elektrisitetspris beregnet av SSB. Det forutsetter også at det faktisk blir etablert et system for kvotehandel fra dette tidspunktet. Dersom vi forutsetter at gasskraftverket må kjøpe kvoter først fra år 2008 er ikke våre analyser like entydige. I dette tilfellet vil konklusjonen avhenge av hvilken gasspris og dermed kvotepris og elektrisitetspris og hvilken kalkulasjonsrente vi baserer beregningene på. En økning i elektrisitetsprisen på 20% for hele verkets levetid vil medføre at gasskraftverket i begge tilfellene ser ut til å bli samfunnsøkonomisk lønnsomt. Dersom kvoteprisen blir lavere enn anslått av SSB, for eksempel 125 kr/tonn i hele kraftverkets levetid, vil også dette medføre at etablering av et gasskraftverk kan bli samfunnsøkonomisk lønnsomt.

Alle de alternativene vi har vurdert uten internasjonalt kvotesystem gir som resultat at bygging av et gasskraftverk ikke kan forventes å bli samfunnsøkonomisk lønnsomt.

Det er betydelig usikkerhet knyttet til kvoteprisen på CO₂, dette er til en viss grad også tilfellet for elektrisitetsprisen. SSB har i det ovennevnte notatet anslått at kvoteprisen ligger mellom 200-400 kr./tonn. Beregninger foretatt av andre instanser viser imidlertid lavere kostnader. For eksempel antar ECON i rapporten "Klimatiltak i Norge: Kostnader og potensialer" at prisen for internasjonale CO₂-kvoter kan komme ned i ca. 40-100 kr./tonn. Våre beregninger viser at gasskraftverket kan forventes å bli samfunnsøkonomisk lønnsomt ved en kvotepris på 125 kr/tonn over verkets levetid. Dette betyr at det er usikkert om drift av et gasskraftverk i Norge vil bli samfunnsøkonomisk lønnsomt eller ikke. Utfallet vil i stor grad avhenge av hva som faktisk blir utfallet når det gjelder kvotepris for CO₂. Det er i dag usikkerhet knyttet til hva slags kvotesystem som vil bli etablert, når det vil være operativt og i hvor stor grad det vil bli tillatt å kjøpe kvoter i utlandet. Dette spennet i mulige CO₂-kostnader innebærer at gasskraftverket kan være samfunnsøkonomisk ulønnsomt, men usikkerheten er meget stor.

6.1.1 f) Energiutnyttelse/virkningsgrad

Ut fra miljø- og ressursvurderinger er det et mål å ha så høy virkningsgrad i et kraftverk som mulig for å oppnå minst miljøbelastning pr energienhet produsert. Det innebærer at det er best å plassere et kraftverk i et område der spillvarmen kan utnyttes. I Danmark er trenden at kraftvarmeverk plasseres i befolkningstette områder for å utnytte energien maksimalt.

Det fremgår av utslippssøknaden at kraftverket på Kårstø er tenkt integrert med Åsgardanlegget, og skal produsere både elektrisitet og varme. Integrering med Åsgardanlegget medfører ifølge Naturkraft en økning i virkningsgraden fra 58 til 66 %, gitt at anlegget ikke er utstyrt med CO₂ –reduserende teknologi. Det er i tillatelsen stilt krav om at dersom varmebehovet ved gassterminalen på Kårstø øker ytterligere som følge av utvidelse av eksisterende anlegg, eventuelt annen aktivitet i området, skal Naturkraft legge forholdene til rette for integrering og utnyttelse av spillvarmen fra kraftverket. I henhold til EUs direktiv (88/609/EØF) om store forbrenningsanlegg, skal nye anlegg produsere kraftvarme der dette er teknisk og økonomisk mulig. Det er videre stilt krav om at Naturkraft skal fremlegge en plan for hvordan energiinnholdet i kjølevannet kan utnyttes, herunder bla mulighetene for installering og bruk av varmepumper, jf utslippstillatelsens pkt 2.3. og 7.1.1.2 b) .

6.1.2 Nitrogenoksider (NO_x)

Det fremgår av utslippssøknaden at etablering av et gasskraftverk med nominell kapasitet på ca. 380 MW (tidligere 350 MW, jf KU/8/), fører til at det årlige nasjonale utslippet av NO_x, beregnet som NO₂, øker med maksimalt 662 tonn pr år. Gasskraftverket vil med dette utslippsnivået være blant de 20 største enkeltkildene for NO_x-utslipp i Norge. Det nasjonale utslippet (pr 1997) vil øke med ca 0,3 %. Utslippsbegrensningen for den eksisterende gassterminalen på Kårstø (Kårstøanlegget) er ca. 600 tonn NO_x pr år.

6.1.2 a) Resipientvurdering (vurdering av regionale og lokale effekter)

NILU har på oppdrag fra Naturkraft vurdert konsekvensene av utslipp til luft fra det planlagte gasskraftverket på Kårstø, med to alternative valg av tekniske løsninger. Disse er:

• Alternativ 1 (alt. 1) uten rensing som gir et NO_x-utslipp på 710 tonn pr år 
• Alternativ 2 (alt. 2) med rensing som gir et totalutslipp på 180 tonn NO_x pr år, men som i tillegg gir utslipp av ammoniakk (NH₃).

NILU har tidligere i tilknytning til konsekvensutredningen av 01.03.96, vurdert effektene av et NO_x-utslipp i størrelsen 480 tonn pr år uten rensing (her omtalt som basisalternativet) /8/ og /10/.

SFT har i det etterfølgende gjengitt NILUs konsekvensvurderinger av 1997 for et 380 MW anlegg /9/ og av 1996 for et 350 MW anlegg /10/:

Korttidsmiddel-/langtidsmiddelkonsentrasjoner av NO_x

Det fremgår av spredningsberegningene at for alt. 1 vil maksimalbidraget fra gasskraftverket med en 55 meter høy skorstein, bli ca 60 m g/m³ på Sandvik nær eksisterende utslipp. For basisalternativet er det maksimale bidraget med en skorsteinshøyde på 45 meter, beregnet til 80 m g/m³, mens det for alt. 2 er beregnet til ca. 10 m g/m³ (SFTs anbefalte luftkvalitetskriterium for NO₂ er 100 m g/m³). Maksimalbelastningen av NH₃ er beregnet til ca. 4 m g/m³. Totalbidraget fra eksisterende anlegg og gasskraftverket er beregnet til 69 m g NO₂/m³.

Den målte middelkonsentrasjonen av NO_x over ett år på Sandvik i 1991/1992 var 4,64 m g/m³. NILU har beregnet at et gasskraftverk uten rensing maksimalt vil bidra med 0,27 m g/m³ til denne konsentrasjonen. Ved NO_x-rensing vil utslippet bli mindre. Det eksisterende Kårstøanlegget vil bidra med ca. 2 m g/m³ som årsmiddel i maksimumssonen. Den totale middelkonsentrasjonen over ett år (medregnet bakgrunnskonsentrasjonen), forventes ifølge NILU å bli ca. 2,71 m g/m³ (SFTs anbefalte luftkvalitetskriterium er 30 m g/m³).

Ettersom verdiene ligger langt under SFTs anbefalte luftkvalitetskriterier, forventer NILU ingen direkte skader på planteliv eller dyreliv på grunn av økte NO_x-konsentrasjoner i luft.

Virkningen av ozon

Utslipp av NO_x sammen med flyktige organiske forbindelser (VOC) vil føre til dannelse av ozon. I sollys vil nitrogenoksider og organiske stoffer i luften forårsake dannelse av oksidanter. Ozon er den oksidanten som forekommer i størst mengder og som har størst miljømessig betydning. Det er i hovedsak langtransportert forurensning som fører til episoder med høye ozonverdier, men lokale NO_X-utslipp kan bidra til å forsterke og/eller opprettholde disse episodene når vilkårene for lokal ozondannelse er til stede.

For å undersøke virkningene på ozonkonsentrasjonen har NILU tatt utgangspunkt i tidligere beregninger for et gasskraftverk på Kollsnes med lignende utslipp. Beregningene indikerte at dannelsen av ozon er sterkt avhengig av bakgrunnskonsentrasjonen. Ifølge NILU vil bidraget til bakkekonsentrasjon av ozon maksimalt kunne bli 1 m g/m³, hvor alt. 1 vil gi størst ozonproduksjon fordi det har størst NO_x-utslipp. SFTs anbefalte luftkvalitetskriterium for ozon er 100 m g/m³.

Vurdering av ozon på vegetasjon er av NILU vurdert etter konseptet "akkumulert eksponeringsdose" (AOT40), dvs beregnet som differansen mellom timemiddelkonsentrasjonen og 80 m g/m³ (40 ppb), for hver time der konsentrasjonen overskrider 80 m g/m^3. Tålegrensen for AOT40 er satt til 10 000 ppbh basert på 10 % vekstreduksjon i en seksmåneders periode fra april til og med september. Ozonkonsentrasjonene varierer mye fra år til år, og i 1992 var AOT40-verdiene målt på Voss og Kårvatn, henholdsvis 10165 og 15184 ppbh. Dette innebærer at ozonkonsentrasjonen i 1992 kan ha forårsaket en redusert vekst (anslagsvis større enn 10 %) i store deler av Sør-Norge. En økning av ozonkonsentrasjonen selv om den er liten er ikke ønskelig.

Total nitrogenavsetning

Kårstøområdet har som tidligere nevnt en årlig N-avsetning på 1200 – 1600 mg N/m² pr år som følge av langtransportert og lokale utslipp. Ifølge NILU vil bidraget til N-avsetningen fra et gasskraftverk med alt. 1 utgjøre 25 mg N/m² pr år i maksimumssonen, mens det for basisalternativet vil utgjøre 23 mg N/m². Alt. 2 er beregnet til å bidra med 223 mg N/m² pr år, fordi NH₃-utslipp fra katalytisk renseprosess, øker N-avsetningen.

Den store forskjellen i avsetning av nitrogen for alternativene 1 og 2, er ifølge NILU at NO_x må omdannes kjemisk til nitrat for å avsettes med nedbøren. Dette er en langsom prosess. Mens NH₃-utslipp avsettes direkte med nedbøren og avsettes derfor raskere.

Total årlig våtavsetning av nitrogen for det undersøkte området på 100 x 100 km der det er antatt størst avsetning fra utslippet, er beregnet til 6134 kg pr år for perioden 1988-92. Bidraget fra alt. 1 vil føre til et tillegg i avsetningen av 35 kg N/år (dvs. 0,5 % av dagens N-avsetning), mens alt. 2 vil øke avsetningen med 152 kg N/år (dvs. 2,5 % av dagens N-avsetning) i det aktuelle området. Nitrat bidrar i dag med ca 30 % av surheten i vannene i det aktuelle området.

Den årlige tilførselen av sure komponenter ligger i dag på 70 – 95 mekv/m² pr år i det aktuelle området, hvor tålegrensen for overflatevann ligger mellom 12 –330 mekv/m² pr år (indikerer hvor mye syre et nedbørfelt kan motta i løpet av ett år uten at tålegrensen overskrides). Bidraget fra alt. 1 og alt. 2 er beregnet til hhv. 1 og 9 mekv/m² pr år, hvilket innebærer en noe større økning i overskridelser av tålegrensen med alt. 2 enn med alt. 1. Det fremgår videre at N-utslipp fra alt. 1 ikke bidrar til å endre størrelsen av områder med overskredet tålegrense, mens N-utslippet fra alt. 2 bidrar til å øke arealet med overskredet tålegrense med 314 km². I områder hvor tålegrensen er overskredet i dag vil økt N-belastningen bidra til økt forsuring.

Virkninger på vegetasjon

Det fremgår av NILUs vurdering at kystlyngheienes tålegrense for nitrogen er anslått til 1500 – 2000 mg N/m² pr år. Dagens nivå i Kårstøområdet er 1200 – 1600 mg N/m² pr år. Ettersom dagens situasjon på Kårstø er 1200-1600 mg N/m² pr år, må man ifølge NILU være oppmerksom på mulige endringer i vegetasjonstypers artssammensetning mot økt innslag av gress på bekostning av lyng, dvs at vegetasjonstypen kan være i faresonen. Ifølge NILU vil ikke alt. 1 overskride tålegrensene, mens alt. 2 vil i de mest belastende områdene overskride den nedre tålegrensen for vegetasjon.

Det fremgår videre av NILUs rapport at nedbørmyrer i lyngheilandskapet som ligger innenfor nedslagsfeltet til nitrogen fra anleggene på Kårstø, vil kunne påvirkes av en ytterligere økning av tilført nitrogen fra gasskraftverket på 25 mg N/m² (alt. 1). I dette området er tålegrensen for nedbørmyrer i dag til dels sterkt overskredet. Bidraget fra gasskraftverket kan derfor føre til endringer i artsammensetning, samt økning av mer næringskrevende planter som gress og urter. Ifølge NILU viser spredningsberegningene at myrene i Tysvær blir mest belastet, samt at det ikke kan utelukkes at det vil skje endringer i epifyttisk lav- og mosesamfunn i skogene rundt Kårstø som følge av den økte nitrogenavsetningen, selv om den er liten.

Ved utslipp av avgasser uten NO_x-rensing antas vegetasjonsendringene å bli relativt små, og påvirkningen på faunaen vil ifølge NILU bli liten, mens den ved NO_x-rensing (SCR) antas å bli større som følge av ammoniakkutslipp.

6.1.2 b) Teknologivalg/muligheter

Forbrenningsteknologi
Naturkraft vil iht til søknad benytte tørr lav NO_x-forbrenning som reduserer NO_x ved kilden. Prinsippet for denne teknologien er å minimere NO_x-dannelsen ved at brenselet er godt forblandet med luft ved antenning. Teknologien leveres av alle leverandører av store industrielle gassturbiner, og hvor den til enhver tid siste nyutviklede og utprøvde gassturbingenerasjonen regnes som beste tilgjengelige teknologi (BAT), dvs BAT mht el-virkningsgrad og NO_x-konsentrasjon i avgassen. Enkelte leverandører garanterer i dag for en NO_x-konsentrasjon i avgassen på under 20 ppm, dvs at det er mulig med dagens BAT- teknologi å oppnå et ppm-nivå på 15 ppm og lavere. Målsetningen for denne prosessen er å komme under 10 ppm. Forsøkskjøringer har vist at det er mulig.

I konsekvensutredningen av 01.03.96, la Naturkraft til grunn en NO_x-konsentrasjon i avgassen på 15 ppm, mens det i utslippssøknaden er lagt til grunn et ppm-nivå på ca 25.

En annen nyutviklet teknologi som reduserer NO_x ved kilden, og som kan tilpasses både eldre og nye turbinmodeller, er katalytisk forbrenning. Teknologien innebærer endring i brennkammerteknologi. Prinsippet for katalytisk forbrenning er at luft og brensel blandes til en mager blanding som passerer en katalysator, som igjen setter i gang en varmeproduserende reaksjon, slik at dannelsen av NO_x under forbrenningen blir lavere enn det som er mulig å oppnå med ovennevnte teknologi. Teknologien er utprøvd på noen mindre og eldre gassturbinmodeller, men er ikke kommersielt tilgjengelig pr i dag. Ifølge Naturkraft har General Elektric uttalt at katalytisk forbrenning vil kunne tilbys for store industriturbiner om 5-8 år (referanseår er 1997).

Renseteknologi
Det finnes andre metoder tilgjengelig som kan redusere utslipp av NO_x ytterligere. En metode er selektiv katalytisk reduksjon (SCR) som renser NO_x i avgassen. Prinsippet for SCR er en kjemisk reaksjon mellom ammoniakk/urea og NO_x i avgassen. For at denne reaksjonen kan finne sted benyttes en katalysator som setter i gang reaksjonen. Katalysatoren vil være plassert i dampkjelen og ammoniakk vil injiseres i røykgassen rett før katalysatoren.

Det fremgår av søknaden at SCR-teknologien medfører utslipp av ammoniakk som ikke har reagert i renseprosessen, dvs et "ammoniakk slipp". Ifølge Naturkraft er et typisk ammoniakk slipp for et godt SCR-anlegg ca. 5 ppm. Informasjon som SFT har innhentet viser imidlertid at et typisk utslipp ligger i området 0-5 ppm.

6.1.2 c) Internasjonale avtaler/krav

Stabilisering og påfølgende reduksjon av NO_x-utslipp er et viktig mål for Norges nasjonale og internasjonale miljøarbeid.

Gjennom Sofia-protokollen har Norge forpliktet seg til å stabilisere NO_x-utslippene på 1987 nivå innen 1994. Norge har senere undertegnet en erklæring sammen med 11 andre land om å redusere NO_x-utslippene fra 1986 til 1998 med 30 %. Utslippene i 1986, som er basisår for intensjonserklæringen om 30 % - reduksjon innen 1998, var 226.000 tonn. Utslippene i 1990 og 1996 var hhv. 221.500 tonn og 222.800 tonn, dvs at utslippene samlet/totalt sett er lite endret fra 1990 til 1996.

Det forhandles for tiden om en ny protokoll om forsuring, næringssalter og bakkenær ozon som planlegges ferdigstilt innen utgangen av 1999. Denne protokollen omhandler komponentene NO_X, NH₃, SO₂ og VOC, og bygger på samme tilnærming som svovelprotokollen av 1994. Dette innebærer at naturens tålegrense vil ligge til grunn for fastsetting av miljømål i avtalen og at utslippsreduksjonene fordeles på en kostnadseffektiv måte mellom landene. Det enkelte lands forpliktelse vil da avhenge av i hvilken grad dets utslipp bidrar til miljøproblemene og dets kostnader ved utslippsreduksjoner. Det er all grunn til å tro at Norge i denne protokollen kan få NO_x-forpliktelser om minst 30 % reduksjon i år 2010 i forhold til utslippene i 1990.

Kartlegging av tålegrensene for forsuring i Europa har vist at norske ferskvannsystem er av de mest følsomme økosystemene. Disse områdene finner vi i Aust- og Vest-Agder, Rogaland, Hordaland, Sogn og Fjordane, samt Østfold/Vestfold. Intensjonene i forhandlingene om å redusere forsuringsbelastningene i Europa er å redusere utslippene ned til et nivå der tålegrensene ikke overskrides. Tidligere avtaler for SO₂ og NO_X har gitt positive resultater i så henseende og belastningen har gått gradvis ned de siste årene. Imidlertid er det store områder i Europa hvor tålegrensene fremdeles overskrides. Selv med en ny ambisiøs avtale opp mot det maksimalt teknisk mulige reduserbare av SO₂-, NO_X- og NH₃-utslipp i hele Europa fram til 2010, så vil tålegrensen overskrides innenfor de følsomme områdene av Sør-Norge. Riktignok vil størrelsen på overskridelsen reduseres en god del, mens arealene ikke vil reduseres i like stor grad. Områdene på Sør- og Vestlandet vil fremdeles være utsatt for forsuringsskader på grunn av overskridelser (EMEP, 1998 /11/ ). Dette betyr at et hvert nytt utslipp som bidrar til deposisjonen av forsurende forbindelser i disse områdene enten medfører økt skade eller at man må redusere utslippene mer et annet sted.

Ca. 87% av de norske utslippene av oksidert nitrogen eksporteres ut av landet, mens de resterende 13% avsettes i Norge. Selv om en så stor andel av utslippet eksporteres, bidrar lokale utslipp 6-36 ganger mer til belastningen lokalt enn tilsvarende utslipp fra fjernere kilder, hhv. kilder i England og Polen (DNMI, SFT 1993 /12/ og EMEP, 98 /11/). Dette innebærer at for å kompensere for et lokalt utslipp i Kårstøregionen må det større utslippsreduksjoner til andre steder. Gasskraftverket vil i regional sammenheng være en relativt stor enkeltkilde mht forsuring.

6.1.2 d) SFTs vurdering mht NO_x-utslippet

På bakgrunn av forsuringssituasjonen i området og fare for vegetasjonsskader lokalt i Tysvær og regionen for øvrig, anser SFT økningen i N-avsetningen/deposisjonen som følge av det omsøkte utslippet fra gasskraftverket som uheldig. SFT mener at det må stilles strenge krav til NO_x-utslippet ettersom tålegrensen for nedbørmyrer i Tysvær og omkringliggende kommuner, som alle ligger innenfor nedslagsfeltet til nitrogen fra anleggene på Kårstø, er sterkt overskredet. Videre nærmer man seg tålegrensen for kystlyngheier, slik at denne vegetasjonstypen kan være i faresonen. Sekundæreffekten av dette (endringer i artssammensetning og økning av mer næringskrevende planter som gress og urter), kan være at faunasammensetningen for virvelløse dyr, fugler og pattedyr endres. SFT kan derfor ikke gi tillatelse til så store NO_x-utslipp som omsøkt.

På grunn av områdets sårbarhet, er det i tillatelsen stilt krav om at bedriften ved etablering av gasskraftverket, skal benytte beste tilgjengelig forbrenningsteknologi som kan bringe NO_x-konsentrasjonen i avgassen ned til 10 ppm ved det tidspunkt anlegget settes i drift, jf utslippstillatelsens pkt. 3.1. Dette vil gi et årlig NO_X-utslipp på maksimalt 300 tonn. På bakgrunn av den utvikling som har funnet sted innen lav NO_x-teknologien de siste 10-15 årene, synes det å være grunn til å regne med ytterligere forbedringer i den nærmeste framtid (3-5 år), slik at 5 ppm kan oppnås enten ved hjelp av lav NO_x-teknologi alene eller kombinert med for eksempel katalytisk forbrenning av avgassene. Ut fra en samlet vurdering mht. områdets sårbarhet og nye forventede NO_x-forpliktelser, er bedriften derfor pålagt å redusere NO_x-konsentrasjonen i avgassen til 5 ppm eller lavere innen år 2005, jf utslippstillatelsens pkt 3.1.

Et annet alternativ for å komme ned i akseptable NOX-utslipp, er rensing av avgassene. En metode som er kommersiell tilgjengelig og som synes å gi best rensing kalles "selektiv katalytisk reduksjon" (SCR) (omtalt ovenfor). Av NILUs konsekvensvurdering /9/ fremgår at alternativet med rensing av avgassen (alt. 2) vil belaste miljøet betydelig mer enn alt. 1 (uten rensing), pga utslipp av ammoniakk, som bidrar i større grad enn utslipp av NO_x til å øke avsetningen av nitrogenforbindelser. Ifølge NILU er det lagt til grunn et ammoniakk utslipp på 5-10 ppm i beregningene. SFT anser ikke SCR på nåværende tidspunkt som en god metode/løsning for akseptable NO_x-verdier, før ammoniakkutslippet kan bringes ned mot null.

6.1.3 Karbonmonoksid (CO)

Produksjon av strøm ved gasskraftverk medfører også utslipp av CO som i motsetning til CO₂ kan ha en lokal betydning. Utslippet fra gasskraftverket er beregnet til gjennomsnittlig 310 tonn pr år. SFT anser dette for å være en relativt stor enkeltkilde, men det er neppe noen fare for merkbare virkninger i lokalmiljøet, fordi spredningsforholdene synes å være relativt gode. SFT forutsetter også her at beste tilgjengelig teknologi (BAT) og tilfredsstillende drift av anlegget (effektiv forbrenning) bidrar til at utslippet blir så lavt som mulig, samt at bedriften ved gjennomføring av skorsteinshøydeberegninger tar hensyn til SFTs luftkvalitetskriterier for CO, jf. tillatelsens punkt 3.4.

6.1.4 Diffuse utslipp (VOC)

I hht søknaden vil utslippet av uforbrente hydrokarboner, dvs flyktige organiske forbindelser (VOC) utgjøre mindre enn 100 tonn pr år.

Det forhandles som tidligere nevnt i FNs regi om reduksjon av forsurende og ozondannende komponenter. Disse forhandlingene forventes å være ferdigstilt innen utgangen av 1999, og vil innebære at Norge muligens også vil få ytterligere reduksjonsforpliktelser i forhold til NMVOC. Sammenligner vi utslippet fra gasskraftverket med utslipp fra for eksempel Kollsnesanlegget som har en utslippsbegrensning på 740 tonn pr år, er utslippet å betrakte som lite. Sammenlignet med andre virksomheter i Norge, er utslippet av en slik størrelse at det bør overvåkes og søkes redusert så langt det er mulig.

De ulike hydrokarboner er ulikt reaktive mht ozondannelse. De aktuelle hydrokarboner i utslippet fra gasskraftverket er ikke blant de mest reaktive i så måte, men kombinasjonen av utslipp av nitrogenoksider, metan og hydrokarboner gjør at situasjonen mht ozondannelse bør overvåkes.

Effektiv forbrenning er en forutsetning for at konsentrasjonen av VOC ligger på et lavt nivå. SFT forutsetter at bedriften ved utvelgelse av forbrenningsteknologi og driftstyringsverktøy også her tar utgangspunkt i best tilgjengelig teknologi, samt sørger for stabil drift av gasskraftverket.

Det er i tillatelsen stilt krav om at bedriften skal kartlegge utslippet av hydrokarboner/diffuse utslipp når anlegget er kommet i drift, jf utslippstillatelsens pkt. 7.1.2.3.

6.1.5 Sot og støvutslipp

I forslaget til det nye EU-direktivet for store forbrenningsanlegg (88/609/EØF) stilles det krav om at støvutslipp ved bruk av gass ikke skal overskride 5 mg/Nm³. SFT anser det for mindre sannsynlig at gasskraftverket vil gi utslipp av sot og støv i nevneverdig grad, men vi har likevel valgt å sette EU-kravet som vilkår i utslippstillatelsen.

6.1.6 Kvikksølv (Hg) og andre tungmetaller

Gass fra norsk sokkel inneholder som tidligere nevnt normalt lite tungmetaller. Utslipp av disse komponentene avhenger av innholdet i gassen som blir forbrent. SFT har derfor stilt som vilkår at bedriften skal legge frem analyseresultat mht innhold av kvikksølv eller andre tungmetaller i naturgassen, jf utslippstillatelsens pkt. 7.1.2.4.

6.2. Utslipp til vann

Gasskraftverket vil gi betydelig utslipp av oppvarmet kjølevann samt mindre mengder oljeforurenset vann (dvs vann fra spyling, vask og vedlikehold) og som følge av uhell/ulykke). I tillegg vil det være utslipp av sanitæravløpsvann og overvann fra utomhusanlegg. I følge Naturkraft vil alt forurenset vann bli samlet opp og behandlet før utslipp til sjø i Kårstøbassenget.

6.2.1 Kjølevann

6.2.1 a) Innledning

Gassterminalen på Kårstø har i dag et utslipp av oppvarmet kjølevann til Kårstøbassenget i størrelsen 27.000 m³ pr time. For å opprettholde konstant temperatur i landfallstunnelen som rommer rørledningene for transport av gass, er det nødvendig med en kontinuerlig kjøling av rørledningene. Kjølevannet fra tunnelen er oppvarmet fra 7-9 ° C og opp til maksimalt 20 ° C.

Hittil foreliggende undersøkelser av kjølevannsutslipp på Kårstø ikke tydet på nevneverdige miljøkonsekvenser tilknyttet utslipp av oppvarmet kjølevann. Videre har NIVA i en rapport fra forsøksprosjektet om effekter av overtemperaturer på 3 ° C, konkludert med 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.

Det fremgår av utslippssøknaden at gasskraftverket på Kårstø vil kunne slippe ut inntil 28.000 m³ oppvarmet kjølevann pr time med en temperaturøkning på 7-10 ° C. Normalbelastningen vil være ca 20.000 m³ pr time. Kjølevannet som har en høyere temperatur enn de frie vannmassene, vil spres og fortynnes.

Det fremgår av søknaden at mulig behov for bruk av begroingshindrende midler som for eksempel klor, synes svært lite sannsynlig i og med det valgte inntaket på 70 meters dyp, og vil ikke være aktuelt ved ordinær drift av anlegget. Ifølge Naturkraft er det mulig å rense kjølevannskretsen mekanisk eller uten bruk av kjemikalier i forbindelse med planlagte revisjonsstanser av anlegget. SFT har derfor stilt som vilkår at begroingshindrende midler ikke skal brukes, jf utslippstillatelsens pkt. 2.5.

Forutsatt at de virkelige verdier mhp overtemperatur stemmer overens med de beregnede, og bedriften gjennomfører nødvendige tiltak mhp fortynning/spredning av kjølevannet, antar SFT at kjølevannsutslippet i den størrelse det her er snakk om, vil ha små miljømessige konsekvenser og bør kunne tillates. Det er i tillatelsen derfor stilt krav om at bedriften skal verifisere de forhåndsberegnede verdier når anlegget er kommet i normal drift, samt at det skal utarbeides et forslag til overvåkingsprogram som har til hensikt å påvise eventuelle effekter ved kjølevannsutslippet, jf utslippstillatelsens pkt. 7.1.1.2 a).

Dersom det i løpet av måleperioden eller senere viser seg å være vesentlig avvik mellom forhåndsberegnede og reelle temperaturforhold i resipienten, vil SFT kunne ta utslippsvilkårene opp til ny vurdering.

6.2.1 b) Energiutnyttelse

Det er i tillatelsen stilt krav om at Naturkraft skal legge forholdene til rette for utnyttelse av energiinnholdet i kjølevannet fra gasskraftverket på Kårstø.

Kjølevannet som tas inn fra 80 meters dyp, vil når det slippes ut fra gasskraftverket være oppvarmet til ca. 14-20 ° C. Spillvarmen som tilføres resipienten utgjør ca 250 MW. Deler av denne spillvarmen er planlagt utnyttet i Åsgardanlegget på Kårstø, mens resten av spillvarmen er et lavenergiprodukt med generelt begrenset anvendelsesområde. Spillvarmeutnytting må som påpekt av NVE /3/ ikke forveksles med fjernvarme eller energiintegrering mellom kraftverk og annen industri (som i dette tilfellet Åsgardanlegget på Kårstø). Virkningsgraden ved utnyttelse av kjølevannsenergi til aquakultur må ifølge NVE relateres til forholdet mellom økt tilvekst og tilført energi. I dette tilfellet vil eventuell bruk til aquakultur ikke gi økt energiutnyttelse.

Derimot vil bruk av varmepumpe kunne heve kjølevannstemperaturen til et nivå som er anvendelig til oppvarming. En varmepumpe kan i praksis avgi varmemengder på inntil 4 ganger den elektriske energi som går med til å drive den. Ifølge NVE kan gasskraftverk med kun elproduksjon i kombinasjon med varmepumper, teoretisk gi en utnytting av energien i gassen på oppimot 180 %.

Det er i tillatelsen stilt krav om at bedriften skal fremlegge en plan for hvordan energiinnholdet i kjølevannet kan utnyttes. Planen skal omfatte/belyse alternative realistiske tiltak for å øke anleggets totale virkningsgrad, herunder bla mulighetene for installering og bruk av varmepumper i tilknytning til for eksempel industriområdet på Kårstø, jf utslippstillatelsens pkt. 7.1.1.2.

6.2.2 Prosessavløpsvann

Oljeforurenset vann (dvs vann fra spyling, vask og vedlikehold, samt drensvann/overflatevann) vil i hht til søknaden bli ledet gjennom oljeutskiller og sedimenteringsbasseng, før det ledes til sjø.

SFT anser det for mindre sannsynlig at det oljeforurensede avløpsvannet vil gi miljøeffekter av betydning i resipienten, som her er Kårstøbassenget, forutsatt at avløpsvannet ikke inneholder miljøgifter eller andre komponenter/kjemikalier som vil virke akutt giftig eller akkumulerende. Bedriften skal verifisere dette ved å foreta en kjemisk karakterisering av avløpsvannet når anlegget er kommet i drift, jf utslippstillatelsens pkt 7.1.1.1.

SFT forutsetter at tanker og utstyr som representerer risiko for forurensende spill, vil bli utstyrt med oppsamlingsbasseng/-anordninger.

6.3. Miljøovervåking

For å kunne kontrollere effekten av forannevnte utslipp til luft og vann, har SFT stilt som vilkår at utslippene skal overvåkes etter et nærmere fastsatt program for å sikre at utslippene og virkningene av disse, blir som forventet, jf utslippstillatelsens pkt 7.1.3.

6.4. Akutte utslipp til vann og luft

Med akutte utslipp menes utslipp som inntrer plutselig og uten forvarsel. Ofte har man liten eller ingen kontroll over det videre forløpet og det kan derfor oppstå miljømessige konsekvenser med stor rekkevidde avhengig av utslippsmengde, utslippets art og resipient/omgivelser.

SFT legger stor vekt på forebyggende tiltak, og at bedriftens sikkerhetsstudier/risikoanalyser er dekkende mhp å finne frem til aktuelle/hensiktmessige tiltak for å begrense akutte utslipp til luft og vann mest mulig. Bedriften er derfor pålagt å fremlegge for SFT en miljørisikoanalyse, hvor den har vurdert mulige utslippskilder/hendelser i anlegget som kan gi akutte utslipp, samt sannsynligheten for og konsekvensene ved disse. Miljørisikoanalysen skal også omfatte eventuell CO₂-rensing og avfallshåndteringen i tilknytning til denne.

SFT forutsetter at bedriftens miljørisikoanalyse er samordnet med Kårstøanleggenes risikoanalyse.

6.5. Støy

Ved normal drift vil hovedkildene til støy fra gasskraftverket være roterende maskiner i maskinhallen (gassturbinen) og luftinntaket.

Støygrenser er fastsatt ut fra "SFTs retningslinjer for begrensning av støy fra industri m.v", jf utslippstillatelsens pkt. 4.1.

De nærmeste boligene til gasskraftverket ligger ca 1 km fra anlegget. Støyen fra boligene vil være bestemt av samlet støy fra Kårstøanlegget og gasskraftverket. Foreløpige støyberegninger (dvs i forbindelse med konsekvensutredningen) viser at bebyggelsen ligger i et grenseområde som kan bli påvirket av et støybilde omkring 40 dBA.

SFT forutsetter at støy fra anlegget søkes minimert ved detaljprosjekteringen, og at gjennomførte støyberegninger oppdateres med resultater fra målinger av ekstern støy i tilknytning til Kårstøanlegget, slik at støygrensene fastsatt ut fra SFTs retningslinjer for begrensning av støy fra industri mv" overholdes.

6.6. Avfall

Drift av gasskraftverket på Kårstø vil i hht til søknaden genererer avfall i form av

• olje som er samlet opp i oljeutskillere 
• ionebyttemasse fra demineraliseringsanlegg 
• tomemballasje fra kjemikalier for vannrensing 
• papir/kontoravfall 
• spesialavfall fra vedlikeholdsaktiviteter

I tillegg kan det oppstå større mengder spesialavfall som følge av implementering av CO₂ reduserende teknologi. SFT forventer som tidligere nevnt at videreutvikling av teknologien vil kunne redusere mengden avfall som genereres.

Avfallet skal ikke deponeres på bedriften, men tas hånd om av eksisterende kommunale ordninger. Ettersom det ikke foreligger detaljert oversikt over avfallsmengder eller kategorier på nåværende tidspunkt, har SFT stilt krav om at denne dokumentasjonen skal sendes/fremlegges for SFT i god tid før testing og oppstarting av anlegget finner sted, jf utslippstillatelsens pkt. 7.1.6.

Avfall og gjenvinning er et prioritert område i miljøvernforvaltningen og et viktig satsningsområde. I hht til St. meld. nr 44 om norsk avfallspolitikk, skal avfallsproblemene som hovedmålsetning løses slik at avfallet blir til minst mulig skade for mennesker og naturmiljø, samtidig som avfallet og håndteringen av dette legger minst mulig beslag på samfunnets ressurser. På denne bakgrunn er bedriften pålagt å utarbeide en plan for avfallsminimering.

6.7. Oppstartsfasen/innkjøringsfasen

Erfaringsmessig vil det i oppstartsfasen/innkjøringsfasen være ekstraordinære utslipp til luft og vann. SFT forutsetter at bedriften i denne perioden gir tilstrekkelig informasjon, slik at den eventuelle belastningen naboene påføres, blir redusert. Det er i tillatelsen stilt krav om at bedriften i god tid før oppstart/innkjøring av anlegget, skal redegjøre for hvilke utslipp til luft og vann som kan forventes i denne perioden, jf utslippstillatelsens pkt 7.1.7.

7. Oppsummering/konklusjon

Utslipp av CO₂ bidrar til å øke konsentrasjonen av klimagasser i atmosfæren som fører til en stigning av temperaturen med mulige alvorlige klimaendringer. Endringene kan ha store konsekvenser for naturlige økosystemer og sosio-økonomiske forhold. Norges forpliktelse i Kyotoavtalen er at utslippet av klimagasser i forpliktelsesperioden 2008 – 2012 som et gjennomsnittsår, ikke skal øke mer enn 1% i forhold til utslippet i 1990. Dette innebærer at Norge må redusere sine årlige nasjonale klimagassutslipp med 12,3 millioner tonn innen årene 2008-2012 i forhold til den referansebanen som er lagt fram i Kyotomeldingen. En tidligere reduksjon øker mulighetene for å redusere faren for alvorlige klimaendringer. Det omsøkte CO₂-utslippet er en av Norges største industrielle enkeltkilder for utslipp av CO₂.

SFT forventer søknader om utslipp av CO₂ fra andre gasskraftverk under planlegging. Disse innebærer utslipp på til sammen 3,5 millioner tonn CO₂ pr år utover det som ligger i referansebanen i Kyotomeldingen. Avgjørelsen i denne saken må sees i sammenheng med hvordan vi skal regulere nye store CO₂-utslipp og samtidig legge til rette for at Norge skal innfri Kyotoavtalen.

I tråd med bestemmelsen i Kyotoprotokollen fremhever regjeringen i Kyotomeldingen at bruk av fleksible gjennomføringsmekanismer skal være et supplement til nasjonale tiltak og at "vi må basere oss på å realisere mye av utslippsreduksjonen innenlands". Videre står det i meldingen "at det vil være fornuftig å starte tidlig med å gjøre de nødvendige tilpasningene som en ser for seg at samfunnet må gå igjennom for å realisere nåværende og kommende forpliktelser på klimaområdet".

På denne bakgrunn har SFT kommet til at for å gi utslippstillatelse til gasskraftverket i medhold av forurensningsloven, må det settes strenge krav til utslipp av CO₂ allerede fra anlegget settes i drift. Før et nasjonalt kvotesystem er etablert kan derfor SFT gi utslippstillatelse til kun 10 % av det omsøkte CO₂-utslippet.

Ti prosent er valgt fordi foreliggende planer for teknologi viser at det kan være mulig å nå et slikt utslippsnivå for et gasskraftverk av denne størrelsen. CO₂-reduserende teknologi medfører imidlertid redusert virkningsgrad i anlegget. SFT forventer at de aktuelle teknologier forbedres både teknisk og økonomisk i tiden fremover. Når et nasjonalt kvotesystem trer i kraft for norske gasskraftverk, kan Naturkraft alternativt kompensere hele CO₂-utslippet (dvs ca 1.120.000 tonn pr år) eller deler av CO₂-utslippet i kombinasjon med CO₂-reduserende teknologi. Kompensasjon av CO₂-utslippet kan gjennomføres ved kvotekjøp eller andre fleksible gjennomføringsmekanismer. SFT utelukker ikke at utslippet på 112.000 tonn pr år, som er mengden CO₂ som slippes ut ved bruk av CO₂-reduserende teknologi, kan omfattes av et nasjonalt kvotesystem.

Foreløpig er det knyttet stor usikkerhet til utformingen av det nasjonale kvotesystemet og systemer for de internasjonale fleksible gjennomføringsmekanismene. Dette gjelder særlig hvilken kvotepris en kan forvente, hvor stor andel av forpliktelsen som må gjennomføres ved nasjonale tiltak, hvordan det nasjonale kvotesystemet vil bli bundet opp mot de fleksible mekanismene under Kyotoprotokollen og opplegg for tidlig kreditering. Det forventes at det nedsatte kvoteutvalget vil avklare disse forholdene.

Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten i prosjektet er usikker bl.a. på grunn av spennet i mulige CO₂-kostnader. På grunn av denne usikkerheten har SFT ikke lagt vekt av betydning på beregninger av samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

På grunn av områdets sårbarhet og nye forventede NO_x-forpliktelser, er det i tillatelsen stilt krav om at bedriften skal benytte best tilgjengelig forbrenningsteknikk som kan bringe NO_x-konsentrasjonen i avgassen ned til 10 ppm ved det tidspunkt anlegget settes i drift, og ned til 5 ppm eller lavere innen år 2005.

SFT treffer på dette grunnlag vedtak om utslippstillatelse for gasskraftverket på Kårstø.

Referanser:

/1/ Stortingsmelding nr. 29 (1997-98) "Norges oppfølging av Kyotoprotokollen"

/2/ Stortingsmelding nr. 38 (1995-96) "Om gasskraftverk i Norge"

/3/ Norges Vassdrags- og Energiverk (NVE), "Naturkraft AS, Konsesjonssøknad og konsekvensutredning gasskraftverk. Sammenfatning av høringsuttalelser og vurdering. Begrunnelse av vedtak", 30. Oktober 1996

/4/ Olje- og energidepartementet (OED), "Naturkraft AS – Konsesjoner for bygging og drift av gasskraftverk på Kolsnes og Kårstø – klagesak", 5. Juni 1997

/5/ Miljøverndepartementet, "Avgjørelse av klager på vedtak om adgang til å igangsette bygging av gasskraftverkene på Kollsnes og Kårstø, 2. Desember 1998.

/6/ ELSAMPROSJEKT A/S, "CO₂–fjernelse fra gasskraftverkene Kårstø og Kollsnes, Service order No. 22/97, 15. Desember 1997

/7/ HydroKraft, Gasskraftverk på Karmøy, Melding med forslag til konsekvens-utredningsprogram, november 1998

/8/ Naturkraft, Konsekvensutredning for gasskraftverk på Kollsnes i Hordaland og Kårstø i Rogaland, 1. mars 1996

/9/ Norsk institutt for luftforskning (NILU), "Konsekvenser av utslipp av NO_X og NH₃ til luft fra gasskraftverk, Kårstø, Referanse 0-97123, desember 1997.

/10/ NILU, "Konsekvenser av utslipp av til luft fra gasskraftverket", Kårstø, april 1996

/11/ EMEP, 1998. Transboundary Acidifying Air Pollution in Europe, DNMI/MSC-W Report 1/98 July 1998

/12/ SFT, DNMI, 1993. Air Pollution Geography of Norwegian Nitrogen and Sulphur Emissions, and their contributions to depositions in North-West Europe (Kevin Barrett og Erik Berge)

/13/ Norsk institutt for vannforskning (NIVA), 1998. Binding grid cells – Norway. An evaluation. NIVA-report SNO 3942-98. Naturens tålegrenser, fagrapport nr. 97

/14/ Henriksen, A., Fjeld, E. og Hesthagen, T., 1999. Critical load exceedeance and damage to fish populations. Submitted to Ambio. (en norsk versjon finnes som SFT >rapport 96:01)

/15/ Norsk institutt for vannforskning (NIVA), "Vurdering av kjølevannsutslipp på Kårstø. Miljøeffekter knyttet til utbygging av Åsgardterminalen og eventuelt gasskraftverk", Prosjektnr. 0-93236, 10. Desember 1997.