Olje- og Energidepartementet
Postboks 8148 Dep.
0033 OSLO

21. november 1996

Naturkraft gasskraftverk. Anke av konsesjon og godkjent konsekvensutredning

Naturkraft AS’ melding om bygging av gasskraftverk ble sendt på høring 2. mai 1995. Bellona oversendte merknader til meldingen med innspill til hvilke konsekvensutredninger som burde gjennomføres i juli 1995.

Naturkrafts søknad med konsekvensutredning ble sendt på høring 1. mars 1995. Bellonas uttalelse ble oversendt NVE juni 1996. Etter innkomne høringsuttalelser ba NVE Naturkraft om ytterligere opplysninger, noe Naturkraft leverte i august 1996. Bellona kommenterte supplerende opplysninger i brev av 30. september og 10. oktober.

Naturkraft fikk konsesjon 30. oktober 1996.

I konsekvensutredningsprogrammet ble Naturkraft pålagt å utrede ni strekpunkter under overskriften overordnede miljøspørsmål. Punktene som skulle utredes er:

1. Hvor stor endring i utslipp av NOx, SO2, CO2 og hydrokarboner vil gasskraftverk føre til i Norden i forhold til alternativ kraftproduksjon og hvilke virkninger har dette?
2. Hva er status på mulige deponeringsmåter av CO2?
3. Hvordan påvirker energiproduksjonen basert på norsk gass de enkelte nordiske landenes muligheter til å oppfylle internasjonale forpliktelser og nasjonale målsetninger for ulike utslipp til luft.
4. Konsekvenser for økonomi, miljø og sysselsetting av alternative energikilder, inklusiv energiøkonomisering.
5. Alternativ bruk av gassen, eksport av gass, andre byggesteder for gasskraftverk?
6. Ny teknologi mht. gasskraftproduksjon og utslippsrensing/-deponering?
7. Utslippskonsekvenser i mottakerland og i Norge av norsk gasskrafteksport?
8. CO2-reduksjon på andre områder for å kompensere: Muligheter, kostnader?
9. CO2-avgift på gasskraft?

I Bellonas høringsuttalelse til konsekvensutredningen påpekte vi at Naturkrafts utredninger på disse punktene enten manglet helt, eller var mangelfulle eller tildels feilaktige.

NVE påla Naturkraft å utfylle konsekvensutredningene på samtlige ni punkter.

I begrunnelse for å gi konsesjon sier NVE i konklusjonen: Som beskrevet i utredningsprogrammet, er vurdering av overordnede energi- og miljøspørsmål primært en oppgave for myndighetene. Med dette som utgangspunkt anser vi det foreliggende materiale på dette punkt som et godt innspill til vurderingene.

Dette er ikke riktig. Naturkraft gjengir utredningsprogrammet i sin helhet i konsekvensutredningen. Det er ikke mulig å bruke henvisninger til at overordnede energi- og miljøspørsmål primært er en oppgave for myndighetene som formildende omstendighet når en skal vurdere om Naturkraft har utredet de spørsmålene de faktisk er pålagt å utrede. Tvert imot: I utredningsprogrammet sies det om generelle krav til utredningene at de skal belyse forhold som er viktige både i den generelle debatten om bruk av gass i Norge og mer lokale/regionale aspekter. Under «overordnede miljøspørsmål» heter det: Etablering av gasskraftverk i Norge har virkninger utover konsekvenser knyttet til det enkelte utbyggingssted. Det er overhodet ikke nevnt i utredningsprogrammet at slike spørsmål er en oppgave for myndighetene. Her har NVE tydeligvis ombestemt seg under prosessen. (Alternativt må Naturkraft ha utelatt denne delen fra utredningsprogrammet, noe som virker lite sannsynlig.)

Vi mener derfor at Naturkraft skulle ha utredet de ni punktene under avsnittet «overordnede miljøspørsmål», og at utredningene på disse punktene må vurderes på lik linje med de andre avsnittene.

I vedlagte dokument vil vi argumentere for at Naturkraft ikke har oppfylt utredningsplikten på flere punkter og at innholdet i utredningene ville vært av avgjørende betydning for vurderingen av konsesjonssøknaden.

Med vennlig hilsen
Miljøstiftelsen Bellona

Hilde Lynnebakken
Thomas Palm

---

Rensing og deponering av CO2

Det finnes i dag en rekke metoder for å fjerne CO2 fra røykgasser og ulike teknologier er i drift for å skaffe CO2 til blant annet næringsmiddelindustrien. Flere firmaer leverer anlegg for å fjerne CO2 fra røykgasser fra gasskraftverk.

Bellona har uttalt at mulighetene for å rense og deponere CO2 fra Naturkrafts planlagte gasskraftverk må utredes. I konsekvensutredningsprogrammet ble Naturkraft pålagt å utrede ny teknologi mht. gasskraftproduksjon og utslippsrensing/-deponering. I NVEs brev om supplering av konsekvensutredningen heter det om dette at:

«Punktene om CO2-deponering, konsekvenser av alternativ energiproduksjon, alternativ gassbruk/alternative byggesteder og ny teknologi er omtalt. Her bør det foretas suppleringer, bl.a. på bakgrunn av høringsuttalelsene». Likevel er dette ikke blitt vurdert av utbygger. Vi vil derfor i det følgende gi en kort vurdering av et gasskraftverk med rensing og deponering av CO2 på Kollsnes.

En spesielt kurant måte å rense CO2 fra røykgasser er såkalt Amin-rensing. Dette konseptet er derfor valgt. For et slikt anlegg kan man oppnå en rensegrad på 90%. Den utskilte mengde CO2 vil bli komprimert og tørket og injisert i et underjordisk reservoar. Et konservativt estimat for lagringskapasitet av CO2 i underjordiske reservoarer på norsk sokkel er 486 milliarder tonn.

Investeringskostnader
Investeringskostnadene er gitt i nedenforstående tabell.

Investeringskostnader	Mill. NOK
Gasskraftverk	1800
Renseanlegg	889
Deponering	400
Sum	3089

Driftskostnader
Driftskostnader unntatt gass er gitt i nedenforstående tabell.

Driftskostnader	Mill. NOK
Gasskraftverk	61
Renseanlegg	63
Deponering	3
Sum	127

Nåverdi
Ved å ta utgangspunkt i forskjellige el. priser kan man sammenligne nåverdien av Naturkrafts gasskraftverk med et gasskraftverk med rensing og deponering. Det er også gjort en sammenligning av de to gasskraftverkene med CO2-avgift. Gasskostnaden er satt til 0,43 kr. per Sm3, som diskutert senere. Levetiden for kraftverket er satt til 25 år og rentesatsen er 7%. For alternativene med rensing og deponering er det tatt med i beregningen at dette innebærer en noe lavere salgsmengde elektrisk kraft på grunn av et høyere eget kraftforbruk. Utvalgte el. priser er diskutert senere.

Nåverdi (mill. NOK) ved ulik el. pris (øre/ kWh)	22	26	30	34
Gasskraftverk	2616	3921	5226	6531
Gasskraftverk med deponering	50	1262	2474	3686
Gasskraftverk med deponering og CO2-avgift	-330	882	2094	3306
Gasskraftverk med CO2-avgift	-1440	-135	1170	2476

Analysen viser følgende:

• Gasskraftverk med rensing og deponering har en positiv nåverdi. Med CO2-avgift lønner det seg å rense og deponere, og hvis el. prisen er høyere enn 22 øre per kWh har alternativet en positiv nåverdi.
• Med CO2-avgift vil et gasskraftverk uten rensing og deponering ha en positiv nåverdi hvis el. prisen er høyere enn 26 øre per kWh.

Kostnader ved begrensing av CO2-utslipp
Det finnes i dag ulike måter å betrakte kostnadene for å begrense CO2-utslipp. En tilsvarende analyse for rensing og deponering av CO2 fra gassfyrte anlegg offshore ville konkludert med at tiltaket ville lønne seg på grunn av CO2-avgiften. Rensing og deponering fra et gassfyrt anlegg på land har også, som påvist ovenfor en positiv nåverdi på land.

En enkel økonomisk vurdering av tiltaket vil være å sammenligne merkostnadene i investering og drift og innvunnet CO2-utslipp over virksomhetens levetid. Merkostanden i investeringer vil være 1289 mill. kr. og merkostanden i drift vil være 1650 mill. kr. CO2 besparelsen vil være 21,558 mill. tonn. Dette gir en kostnad per tonn på 136 kr. En kostnad på 13,6 øre per kg CO2 er på linje med de billigste tiltakene som finnes i Europa. I motsetning til mange av disse tiltakene gir dette også en garantert reduksjon. Utslippet tilsvarer årlig ca. 20% av Norges bilpark. Resultatet viser også at prosjektet er robust med hensyn på økte kostnader. Selv om investeringene i renseanlegg og deponering skulle øke med 30%, vil kostnaden per kg CO2 kun øke med 1,8 øre.

Gasskostnad
I sin samfunnsøkonomiske analyse skriver NVE at «Siden avtalte priser vanligvis ikke er offentlige, er det en del usikkerhet ved anslag av disse størrelsene». NVE tar videre utgangspunkt i en snittpris på 75 øre per Sm3 utfra noen gasskontrakter referert kontinentet. Med en anslått gjennomsnittlig transportpris på i størrelsesorden 20 øre per Sm3 til kontinentet, blir verdien referert gassterminaler i Norge på 55 øre per Sm3. Usikkerheten gjør at NVE anslår gassens samfunnsøkonomiske verdi til å ligge i området 50-60 øre per Sm3.

Bellona vil anføre at om ikke offentligheten har rett til innsyn i gasskontrakter og priser så har norske myndigheter rett til innsyn. Det er blant annet på dette grunnlag man forvalter våre naturressurser på sokkelen, jmf. Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet.

Vi vil videre påpeke at det er overveiende sannsynlig at Naturkraft betaler mindre enn 50-60 øre per Sm3 gass. Betyr dette at NVE/OED anser gasskraftverket som samfunnsøkonomisk ulønnsomt hvis gassprisen er lavere enn dette nivået?

På den annen side er årsaken til at NVE operer med denne gassprisen at man benyter et for lavt fratrekk i transportpris. Verdien av gasstransporten er i dag høyere enn 20 øre. Verdien lå i 1995 på mellom 30-35 øre per Sm3. Dette er igjen avhengig av hvilke felt som leverer gassen på grunn av ulik transportavstand.

Dessuten er tilgjengeligheten på modne gassreserver i dag høyere enn avsetningsmuligheten knyttet til etablerte kontrakter. Det er i dag betydelig modne gassreserver i både Nordsjøen og Norskehavet. Blant de aktuelle kandidatene er Troll, Oseberg, Gullfaks, Huldra, Sleipner og Åsgard. I tillegg vil felt starte oljeproduksjon uten avklart gassløsning. Det er dermed oppstått en situasjon hvor ulike kilder konkurrerer om å levere.

Gasseksporten er dessuten ikke konstant året rundt, men synker betraktelig i de varme perioder av året, og innebære gunstige priser for virksomheter som kan kjøpe gass også i denne perioden. På bakgrunn av situasjonen for Naturkrafts gassleverandører er det derfor mer sannsynlig at prisen er rundt 43 øre per Sm3.

Det er dessuten utført en analyse av produksjonskostanden med varierende gasskostnad for et gasskraftverk med rensing og deponering av CO2.

 

Sammenholdt med resultatene fra nåverdibetraktningene finner man at lønnsomheten først og fremst er avhengig av el. prisen og i mindre grad av gasskostnadene.

Analysen viser videre at selv med en gasskostnad på 60 øre per Sm3 vil produksjons-kostnadene ligge under 25 øre per kWh.

El. pris
NVE operer med en likevektspris i kraftmarkedet referert kraftstasjonens vegg på 22 øre per Sm3. Verdien kan eventuelt ligge noe høyere, noe som gir økt lønnsomhet for gasskraftverket.

Nivået på produksjonsprisen, eller likevektsprisen om man vil, er for gasskraftverkenes vedkommende avhengig av hvilke nett-utgifter man må påregne prosjektet. Det er fra NVEs side ikke gjort noen slike beregninger her.

Både på Kårstø og Kollsnes vil gasskraftverkene befinne seg «vegg i vegg» med store forbrukere av energi, og for ett av alternativene legges det opp til en meget tett energi integrasjon. Ovenfor disse kundene vil nett-utgiftene være vesentlig lavere enn i snitt for landet ellers, og produksjonskostnadene kan være tilsvarende høyere. Det er derfor overveiende sannsynlig at produksjonskostnadene kan ligge betraktelig høyere enn det NVE operer med.

Det er forøvrig verdt å merke seg at for Kollsnes vedkommende var Troll Gass i utgangspunktet prosjektert offshore. Det vil si at man ville benyttet gasskraft med vesentlig lavere virkningsgrad og med CO2-avgift, og prisen per kWh ville vært deretter. Likevel hadde man valgt denne kraftforsyningen, hvis man ikke etter en totalvurdering hadde besluttet å legge prosesseringsanlegg og eksportkompresjon for salgsgass på land.

For Kårstøs vedkommende er allerede gasskompresjonen for Statpipe i området og det foreligger planer om å plassere rekompresjonen for Åsgardgassen på Kårstø.

Ved å forsyne disse anleggene med gasskraftverk på land oppnår man en høyere virkningsgrad enn offshore og tilsvarende lavere kraftpris, men paradoksalt nok legges det opp til at man heller ikke skal betale CO2-avgift.

Ved introduksjon av mer effektiv anlegg offshore kan man forsåvidt benytte tilsvarende argumentasjon som NVE/Naturkraft benytter for gasskraftverk på land uten at man slipper CO2-avgift, da dette er den største drivkraften bak tiltakene. Forholdet vil være identisk på land.

I enkelte tilfeller vil man på bakgrunn av et høyt varmebehov på enkelte innretninger kunne oppnå samme energiutnyttelse som landbaserte gass- og dampkraftverk, uten at dette heller innebærer noe avgiftsfritak.

Videre er vi i dag den situasjon at ABB og Kværner på bakgrunn av CO2-avgiften kan presentere kostnadsevalueringer som viser at rensing og deponering både vil være lønnsomt og gi de største CO2-reduksjonene offshore sammenlignet med alternative gasskraftteknologier.

Kraftproduksjon med CO2-separasjon og -injeksjon. Prinsippskisse.

Ett alternativ til å forsyne olje- og gassvirksomhet som er lagt på land på Kollsnes og Kårstø, er at kraften blir distribuert offshore. Utenfor Kollsnes vil for eksempel Troll Gass, som i dag forsynes med elektrisk kraft fra land i den innledende produksjonsfasen, ha behov for ytterligere ca. 160 MW.

Samlet ble det i 1995 benyttet mer enn 10 TWh gasskraft i petroleumsvirksomheten offshore, og dette bidrar med en betydelig del av de norske utslippene av CO2. En metode for å redusere CO2 og NOx-utslippene er nettopp å erstatte gassturbiner med elektrisk kraft fra alternative kraftkilder. Alternative kilder vil i tillegg til kombinert gass- og dampkraftverk være vannkraft fra land og nye fornybare energikilder. Potensiale for utslippsreduksjon er betydelig, men avhenger av kilden som velges.

Sett i global klimasammenheng, vil kraftforsyning til sokkelen frigjøre gass for salg til det europeiske marked. Studier viser at bruk av vannkraft som gir en utslippsreduksjon på 1 million tonn på norsk sokkelen vil frigjøre salgsgass som erstatter annen brensel på kontinentet og derved reduseres CO2-utslippene med opp til 2,5 mill. tonn, slik at de globale reduksjonen blir 3,5 mill tonn. Alternativt vil direkte eksport av for eksempel vannkraft, hvor all kraften erstatter kullkraft, kun gi en reduksjon på 1,1 million tonn.

Introduksjon av kombinerte gass- og dampkraftverk vil kunne frigjøre gass for eksport fordi virkningsgraden er høyere enn i enkle turbiner. Kombinert gass- og dampkraftverk kan som nevnt enten etableres offshore eller på land. Virkningsgraden vil være høyest ved maksimal distribusjon av den kraften som produseres. På grunn av manglende distribusjonsmuligheter blir gassturbiner på norsk sokkel i gjennomsnitt kjørt på 70% belastning, noe som reduserer virkningsgraden og medfører at CO2-utslippene er 10% høyere enn ved optimal kjøring.

Kombinerte gasskraftverk, som her vurderes på land, vil kunne forsyne innretninger til havs, men fordi man også kan selge overskuddskraften inn på nettet har man muligheten til å optimalisere driften av anlegget. Forutsatt begrenset overføringstap og liten mulighet for å optimalisere løsningen til havs, vil et dedikert landbasert gasskraftverk gi lavere energiforbruk enn på sokkelen. I tillegg vil løsningen gi et tilskudd til elkraftforsyningen på land og dette innebærer at løsningen blir mer økonomisk attraktiv.

Gevinsten ved å benytte kombinerte gasskraftverk isteden for enkle turbiner må måles opp mot vannkraft og alternative energikilder. For å i det hele tatt vurdere gasskraft må dette alternativet derfor innebære rensing og deponering. Likevel medfører denne løsningen et CO2-utslipp fordi man kun oppnår en rensegrad på 90%. Dette må imidlertid sees i lys av at man ved å benytte vannkraft eller alternative energikilder på sokkelen får frigjort gass som vil bli eksportert og brent på kontinentet. Det samme er tilfelle hvis man velger å eksportere gassen isteden for å etablere gasskraftverk, uansett hvordan gassen blir brent på kontinentet.

Alternativet med å etablere gasskraftverk med rensing og deponering av CO2 i Norge, hvor man på grunn av lavere gasspriser og korte deponeringsavstander har de beste forutsetningene for en slik løsning, er derfor en tilfredsstillende. Likevel må det pålegges en CO2-reduksjonsplan for slike anlegg i tråd men hva Bellona har påpekt tidligere, uten at NVE har tatt dette til etterretning.

Gasskraftverk med CO2-fjerning.

CO2-avgift
Ved en dobling av virkningsgraden vil mengden gass som går med til å dekke kraftbehovet offshore halveres, og dermed også CO2-regningen. CO2-avgiften stimulerer altså til en mer effektiv bruk av ressursene, men avgift må selvsagt fortsatt betales.

Naturkrafts utsagn om at man ikke kan betale CO2-avgift for kraftverkene virker derfor grunnløs; all den tid man allerede har og betaler avgift og dessuten vil kraftverkene medføre store utslipp i forhold til alternative kraftkilder som vannkraft eller nye fornybare energikilder.

Et CO2-fritak for gasskraft vil således undergrave grunnlaget for avgiften; som nettopp er å stimulere til mer effektiv bruk av ressursene, satsing på karbonfrie energibærere og nye teknologier for renere bruk og produksjon.

Naturkraft har heller ikke gjort noe forsøk på å belegge hvorfor kraftverkene ikke kan tåle en avgift. En utredning om virkninger av CO2-avgift på gasskraft burde også inneholde en sammenlikning av det totale avgiftsnivået på ulike brensler til kraftproduksjon og -forbruk, ikke bare den delen av avgiften som en velger å kalle CO2-avgift. I og med at de nordiske avgiftssystemene for energi er svært forskjellige, med ulik vekt på produksjon og forbruk, importavgift, energiavgift og CO2-avgift er en slik sammenstilling vanskelig. Naturkrafts påstander virker dermed urimelig forenklede.

NVE argumenterer med at om CO2-utslippene i Norden ikke øker som følge av de planlagte gasskraftvekrene, er det videre tvilsomt om slike avgifter kan regnes som en kostnad i en samfunnsøkonomisk beregning. Videre sier NVE at en skadeverdsetting av et konkret prosjekt forutsetter videre at prosjektet faktisk bidrar til økte nettoutslipp i verden. En slik argumentasjon fra en offentlig etat i Norge bidrar til å undergrave det avgiftsregimet vi allerede har. Avgifter på utslipp av CO2 ilegges ikke etter en gjennomgang av hvilken global virkning det enkelte utslipp har. For en rekke utslipp er det forholdsvis enkelt å argumentere for at det finnes alternativer som er verre. Ett eksempel er Norges gassproduksjon i Nordsjøen, som drives på gasskraft. Det gjentas til stadighet at uten den norske gassproduksjonen ville de europeiske utslippene vært høyere, fordi kullkraftandelen da ville vært større. En slik argumentering endrer ikke det faktum at gasskraften på norsk sokkel faktisk medfører utslipp av CO2, og dermed har en skadevirkning. Selv om en kan tenke seg alternativer som er verre gjør ikke det forurensingen mindre – og det fritar heller ikke for ansvar for å søke å redusere skadevirkningene.

Miljøkostnader ved CO2-utslipp
SFT har i sin høringsuttalelse vist til en mulig verdsetting av miljøskadene ved CO2-utslipp, nemlig indirekte verdsetting basert på CO2-avgiften i Norge. På naturgass har vi i Norge CO2-avgift når gassen anvendes offshore. Brukes denne avgiften som utgangspunkt, vil kostnadene forbundet med CO2-utslippene fra Naturkrafts gasskraftverk beløpe seg til 770 millioner kroner per år, skriver SFT. NVE liker ikke denne metoden. Basert på tall som NVE selv publiserer, varierer kostnadene forbundet med miljøskadene Naturkrafts to gasskraftverk påfører samfunnet mellom 336 millioner og 1,96 milliarder kroner per år. Et annet forsøk på å tallfeste skadevirkningene ved klimaendringer alene utført av Fraunhofer-instituttet for EU-kommisjonen viser langt høyere tall: I størrelsesorden 500 dollar per tonn CO2.

CO2-utslipp og virkninger i energimarkedet
Spørsmålet om hvorvidt introduksjon av gasskraftverk i Norge vil øke eller redusere de globale utslippene av CO2 er et sentralt spørsmålet når en skal vurdere miljøkonsekvensen av Naturkrafts gasskraftverk.

Både Naturkraft og NVE understreker at den umiddelbare virkningen av å introdusere gasskraftverk i det nordiske markedet vil være å skyve ut produksjon i eldre kull- og oljekraftverk, fordi disse har de høyeste produksjonskostnadene. Det er imidlertid ikke den kortsiktige virkningen av gasskraftverk som er interessant å vurdere. NVE legger også mest vekt på langsiktige vrkninger.

Naturkrafts to gasskraftverk vil slippe ut ca. 2,1 millioner tonn CO2 per år.

Naturkraft har fått analysert virkninger av gasskraftverk i det nordiske elsystemet fram til år 2005, med andre ord for de fem første årene kraftverkene vil være i drift. Hovedkonklusjonen er at gasskraftverkene vil fortrenge hovedsaklig kull- og oljekraftverk slik at nettovirkningen av gasskraftverkene vil være 2,1 millioner tonn CO2 mindre enn uten introduksjon av gasskraftverk.

NVE på sin side mener at sammensetningen av ny elproduksjon i Norden vil være avgjørende for hvilken virkning introduksjon av gasskraftverkene vil få. Består ny produksjon av kullkraft vil CO2-virkningen av gasskraftverkene være omtrent 2 millioner tonn, består den av gasskraft vil virkningen bli omtrent null. Fortrenger gasskraften eksempelvis ny vannkraft og vindkraft, vil utslippene øke. NVE anslår at virkningen av gasskraftverkene vil ligge i området «ingen virkning» til «redusert vekst på 2 millioner tonn CO2.» Det tilsvarer henholdsvis «all ny kraft er gasskraft» og «all ny kraft er kullkraft.»

Elforbruket i Norden i 1995 var ca. 350 TWh, fordelt på 56 prosent vannkraft, 23 prosent kjernekraft, 14 prosent kull/olje, 4 prosent bioenergi og 2 prosent gasskraft.

Naturkraft har som basiscenario at el-forbruket frem mot år 2005 vil øke med 45 TWh, og dette vil medføre en økning på 27 millioner tonn CO2, altså en økning på 50 % i forhold til nåværende utslipp fra den landbaserte nordiske elproduksjonen. Forbruksveksten og oppdekningen er anslått som følger i de forskjellige land.

Norge
Forbruksvekst:	11 TWh, oppdekning:
Ny vannkraft	4,0 TWh,
Konvertering fra el til oljefyring	2,8 TWh
Oljekondensatkraft	0,3 TWh (små anlegg)
Rest:	7,1 TWh, som må importeres
Sverige
Forbruksvekst:	18 TWh, oppdekning:
Konvertering fra el til oljefyring	1,8 TWh
Oljekondensatkraft	7,6 TWh (hvorav 2 TWh i nye verk)
Kraftvarme-el	4,0 TWh (hvorav 3 TWh i nye verk)
Kjernekraft	0,3 TWh (red. nedreg. i vårflommer)
Rest:	4,3 TWh, som må importeres
Danmark
Forbruksvekst:	2 TWh, oppdekning:
Oljekondensatkraft	0,3 TWh
Kraftvarme-el	4,5 TWh (hvorav 4 TWh i nye verk)
Kullkraft	3.1 TWh (i eksisterende verk)
Rest:	5,9 TWh, til eksport
Det antas at 5 TWh av kraftvarme-el produksjonen i Sverige og Danmark vil skje med biomasse.
Finland
Forbruksvekst:	14,0 TWh, oppdekning:
Kullkraft	11,4 TWh (hvorav 5 TWh i nye verk)
Rest:	2,6 TWh, som må importeres
Import fra Russland til Finland	3,0 TWh (2 TWh gasskr./1 TWh kullkr.)

I tillegg kommer en netto import til Norden fra Tyskland/Nederland på 1,9 TWh, hvorav 1,5 TWh kullkraft og 0,4 TWh gasskraft.

Prognosene som Naturkraft og NVE bygger på har en rekke usikkerhetsmomenter og svakheter. For det første dekker prognosene bare tiden fram til år 2005. Gasskraftverkene er planlagt igangsatt i 1999 og 2000. Analysene dekker dermed bare fem år av kraftverkenes levetid.

Energipolitiske avgjørelser de nærmeste årene vil i stor grad kunne endre forutsetningene for å lage energiprognoser i Norden. Situasjonen i Sverige for eksempel avhenger i stor grad av Riksdagens behandling av Energikommisjonen. Energipolitikken i alle de nordiske landene vil også påvirkes av hvilke resultater som oppnås i de internasjonale klimaforhandlingene. Særlig gjelder dette tiden etter år 2000. Allerede neste år forventes det at en kommer til enighet om en internasjonal avtale for reduksjon i CO2-utslipp. Mulighetene for at det i løpet av 5-10 år innføres restriksjoner på bruk av fossil energi regnes som store.

Spørsmålet blir da: Gitt NVEs analyse av energisituasjonen i Norden i årene framover, nemlig at elforbruket øker og at en positiv CO2-virkning av norsk gasskraft er avhengig av hvor mye ny kullkraft som tas i bruk, hvor stor er sannsynligheten for at gasskraftverkene vil gi noen positiv gevinst? Dessuten: Framover mot år 2020/2030 er det stor sannsynlighet for at det vil innføres klimapolitikk i de nordiske landene. Uansett hvilket regnskap utslippene fra de norske gasskraftverkene blir ført i – om det er det norske, svenske, finske eller en blanding – vil CO2-utslippene fra gasskraftverkene komme i tillegg i allerede anstrengte regnskap. Det finnes heller ingen utenlandske kjøpere av el. kraften som har akseptert at de også skal påregnes utslippene. På samme måte som det ikke aksepteres at utslippene fra å produsere varer i utlandet blir påført våre importregnskaper.

Konsekvensen av et slikt regime vil innebære at utslippene følger enhver varers livsløp og akkumuleres ned til sluttbruker, som ikke har noen mulighet til å kutte alle produksjons- foredlings- og transportutslippene siden de ikke eksisterer. Ta for eksempel finsk papir som blir brukt i trykking av norske tidskrifter. Når NVE og Naturkraft argumenterer slik de gjør er dette altså et forsøk på «å gjøre opp regning uten vert», og med uante konsekvenser. Hva om man begynte å føre bruk av norsk olje i utlandet på det norske regnskapet?

For å følge anbefalingene til FNs klimapanel er for øvrig ikke utfordringen å dempe veksten i CO2-utslippene, men å redusere dem, og man må etablere prosjekter i tråd med dette.

Danmark
Danmark står sammen med Finland for det alt vesentlige av CO2-utslippene fra el-produksjon i Norden. I følge Naturkraft vil Danmark ha en liten økning i elforbruket fram mot år 2000 (2 TWh), men på grunn av en sterk forbruksvekst og underdekning i Norge vil Danmark øke el-produksjonen for eksport – med tilhørende økning i CO2-utslippene.

For at dette skal skje forutsetter man altså at Norge får en økning i el-forbruket som man ikke klarer å dekke opp og at Danmark ikke iverksetter en mer offsensiv energipolitikk. Vi vil her trekke frem den danske regjerings energiplan for å illustrere at det er gode muligheter for at man kan få en mer offensiv energipolitikk – med en sterk satsing på fornybare energikilder. Energi 21 går over perioden fram til 2005 og 2005-2030:

«Regeringen fastholder forpliktelsen til … at CO2-utledningen skal reduceres med 20% i år 2005 i forhold til 1988-niveauet.

Beregningseksempler baseret på panelets (FNs klimapanel) centrale fremskrivninger af energiefterspørgselen viser, at ovenstående globale målsætning (stabilisering av CO2-konsentrasjonen på ca. 450 ppmv) vil kræve en halvering i udledningerne fra gruppen af industrilande i forhold til 1990 på et tidspunkt omkring år 2030, forudsat at reduktioner i udviklingslandene kan gennemføres med en forsinkelse på 20-30 år. …

Danmark vil som sagt i de internationale klimaforhandlinger gå ind for de reduktionsmål, som følger af Det Internationale Klimapanels konklusioner. Hvis dette besluttes, indebærer det, at Danmark sammen med andre højudviklede industrilande med høje CO2-udledninger skal tilstræbe en halvering af disse før år 2030 i forhold til 1990.

Konsekvensen i år 2005 er … at den vedvarende energi utbygges til ca. 100 PJ (ca. 12-14% af det forventede energiforbrug i år 2005.)

På baggrund af de initiativer, der er iværksat, vurderes det, at indenlandske vedvarende energikilder vil bidrage med 12-14% af det samlede bruttoenergiforbrug i år 2005. Regeringen vil sigte mod at fortsætte udbygningen med vedvarende energi med i gennemsnit 1% om året. Det vil indebære, at den vedvarende energis andel af energiforsyningen forøges til ca. 35%, hvad der også er nødvendigt ved en eventuel beslutning om at halvere CO2-udledningen i år 2030 i forhold til 1988.

Planforløbet medfører, at det endelige energiforbrug i perioden 1994 til 2030 falder med ca. 14%, mens bruttoenergiforbruget falder med ca. 17% … og at anvendelsen af kul og olie stort set ophører ved udgangen af perioden».

Sverige
I Sverige er utfordringen å avvikle kjernekraften samtidig som utslippene av drivhusgasser reduseres. Naturvårdsverket har levert kommentarer til Energikommisjonens utredning. Noen av kommentarene til Naturvårdsverket er:

• Energikommisjonen har ikke i tilstrekkelig grad latt klimaspørsmålet ligge til grunn for diskusjonen.
• Gjennom kraftige tiltak er det på sikt mulig å klare klimamålet og samtidig
• avikle kjernekraften. Forutsetningen er at kjernekraften ikke avvikles så raskt at det kreves en storskala introduksjon av konsenskraft basert på fossile brensler.
• Elvarmen bør på sikt mer enn halveres.
• Tilgangen på biobrensel utgjør ingen restriksjon for økt anvendelse av biobrensel.

I et perspektiv fram til år 2020 mener Naturvårdsverket at det ikke er urimelig å kunne innføre tiltak for å oppnå følgende:

Effektivisering og konvertering av elvarme	30 TWh
Mer kraftvarme, i hovedsak biobrensel	25-35 TWh
Vindkraft	5 TWh
Vannkraft (effektivisering og mindre utbygging)	3 TWh
Sum	63-73 TWh Denne summen tilsvarer dagens kjernekraft.

Gjennomføring av den danske planen, Naturvårdsverket i Sverige sine anbefalinger og eventuelle tilsvarende klima/energiplaner for de andre nordiske landene vil endre forutsetningene for analyser av framtidig energiforbruk og -produksjon i Norden.

Norge
Institutt for energiteknikk har undersøkt effektene av eventuelle CO2-avgifter i Norge ved bruk av modellen MARKAL-MACRO. Dersom alle fossile energibærere i Norge ilegges samme avgift som den nåværende CO2-avgiften på bruk av gass offshore og bensin, viser denne modellkjøringen at norske CO2-utslipp stabiliseres på 1990-nivå. (Modellkjøringene er gjort for perioden 1990-2030.) I IFEs studie heter det også at gasskraft bare er lønnsomt dersom energieffektiviseringstiltak tas ut av modellen, og det ikke ilegges avgift. Grønn skattekommisjon foreslår også å ilegge alle sektorer en CO2-avgift.

Naturkrafts analyser forutsetter også at 2,8 TWh el skal konverteres til olje i Norge i perioden fram til år 2005. Det ville fullstendig ødelegge våre muligheter til å redusere utslipp av CO2. Norge må tvert imot redusere stasjonært oljeforbruk. Også fra regjeringshold har det kommet signaler om at det er ønskelig å redusere oljeforbruket kraftig. Vi må forvente at regjeringen på et tidspunkt kommer til å innføre tiltak for substitusjon av olje til stasjonær bruk med fornybare ressurser.

Fornybare energikilder
For å kunne redusere klimaproblemene er vi nødt til å gå over fra et energisystem basert på fossile brensler til et basert på fornybare energikilder – det er det ingen uenighet om. For å halvere utslippene av CO2 i industriland innen år 2030, slik den danske planen forutsetter, må det adskillig bedre løsninger til enn å konvertere kullkraft til gasskraft.

Naturkraft var pålagt å utrede alternative energiløsninger – en oppgave selskapet løste svært slett. I NVEs begrunnelse for konsesjon blir det framsatt uriktige påstander om fornybar energi.

Vindkraft
Naturkraft har utredet vindkraft i den opprinnelige konsekvensutedningen og i den supplerende, og NVE har en kort vurdering av vindkraft i sin begrunnelse for konsesjonen. Alle tre inneholder feil og mangler.

Teknologistatus
I følge Naturkraft kan utprøvede vindturbiner leveres i størrelser på 250 – 500 kW.

Turbiner på 600 kW har vært på markedet i et par år allerede, og minst fire produsenter (tyske Tacke, danske Nordtank, Micon og Vestas) har utviklet 1,5 MW møller som introduseres på markedet neste år.

Pris og muligheter i Norge

I følge Naturkraft er det antatt at 1,1 TWh/år vindkraft kan bygges ut i Norge til 35-50 øre per kWh. Videre antar en at kostnadene ved ny vindkraft i dag ligger på 30-60 øre per kWh.

Disse prisantakelsene er basert på gammel teknologi. Vindkraft kan de neste par årene bygges ut i Norge til 25-30 øre per kWh. 4-5 år fram i tid antas det at prisen reduseres ytterligere, slik at vindkraft kan bygges ut i Norge til priser ned mot 20 øre per kWh. Med ytterligere forskning og utvikling forventes det at kostnadene reduseres med kanskje 40-50 prosent sammenliknet med i dag.

NVE sier i sin begrunnelse for konsesjon følgende om pris: Vindkraftverk som er i drift i Norge har produksjonskostnader i størrelsesorden det dobbelte av det som i snitt forventes ved ny vannkraft eller gasskraft. De nyeste og største turbinenheter kan imidlertid ha produksjonskostnader som er ca. 50 % større enn ny vannkraft.

Erfaringstallene som NVE opererer med er basert på vindmølleparken på Vikna i Nord-Trøndelag, hvor elektrisiteten produseres til omtrent 40 øre per kWh. Dette er imidertid et anlegg på 2,2 MW, og det er derfor ikke en særlig relevant sammenlikning. Driftskostnadene ved anlegget på Vikna er for eksempel 5-8 øre per kWh. Det er omtrent sammenliknbart med et vannkraftanlegg i samme størrelse. Erfaringer fra Danmark viser at driftskostnader ved et vindkraftverk på 100 MW ligger på omtrent 2-3 øre per kWh. Det er sammenliknbart med vannkraft i Norge.

Når det gjelder produksjonsprisen for ny vindkraft sammenliknet med ny vannkraft er det jo kjent at ca. 5 TWh vannkraft kan bygges ut i Norge til under 20 øre per kWh. (Ca. 15 TWh under 30 øre).

NVE påpeker videre at vindkraft har lav brukstid og lav regularitet, og en må derfor alltid ha annen produksjonskapasitet som helt kan dekke etterspørselen til enhver tid. Vindkraft bør slik ikke utgjøre særlig stor andel av den totale elproduksjonen. Dette er helt urelevant for Norge. Det vil aldri bli bygget ut så mye vindkraft i Norge at dette vil bli noe problem. Potensialet for vindkraft på de beste plasseringene i Norge er tidligere anslått til omlag 12 TWh/år – i kapasitet ca. 4000 MW. Dette byr ikke på problemer i det norske nett/kraftsystemet.

De vindkraftgeneratorene som brukes per i dag er stort sett asynkrone generatorer (men det finnes også produsenter som har synkrone). Det vil si at de asynkrone må hente reaktiv effekt fra et nett. På isolerte øyer må en dimensjonere systemet etter dette, men for det norske systemet vil ikke dette være noe problem før vi bygger ut kanskje 5-6 ganger anslått potensiale for vindkraft. På Vikna kompenseres dette ved hjelp av kondensatorbatterier.

I store energisystemer med forholdsmessig lite installert vindkapasitet vil kortvarige variasjoner i vindkraftproduksjonen være liten i forhold til etterspørselsvariasjonen. De fleste store elektrisitetssystemer har dessuten kraftverk som kan reguleres raskt for å møte variasjoner i etterspørsel. Dette gjelder for eksempel vannkraft i Norge. I Norge vil vinterandelen av vindkraft være høy (erfaringer fra Vikna viser for eksempel ca. 70 prosent vinterandel.) Det er også om vinteren forbruket er størst. I de tilfeller etterspørselen er størst samtidig med de beste vindforholdene, som tilfellet er for vinteren i Norge, vil verdien av vindkraften være høyere enn for et konvensjonelt termisk kraftverk (som gasskraftverk). Når vindkraftandelen øker, blir bildet mer kompleks. Hvor stor andel vindkraft en kan ha i et system varierer, og det er komplisert å bestemme. En tysk studie konkluderte med at det tyske systemet ikke ville få problemer før vindkraftandelen ble høyere enn 15 prosent. Tilsvarende australske viser 20-30 prosent, og britiske 25-45 prosent. Blir vindkraftandelen større enn dette, blir det økonomisk med mellomlagring.

NVE hevder at vindkraft i Norge ikke vil kunne bidra vesentlig til elproduksjon i Norge, selv med betydelig offentlig satsing på vindkraft. Vi stiller spørsmålstegn ved dette utsagnet. Med betydelig offentlig satsing på vindkraft i Norge, vil vi begynne å bygge ut potensialet på 12 TWh/år, og dessuten få helt andre vilkår for en vindkraftindustri.

Vindkraft i Norden
Naturkraft mener det realistisk sett kan bygges ut ca. 1 TWh ny vindkraft i Norden fram til år 2005. Bare Danmark alene vil bygge ut mer enn det dobbelte av dette.

Ved utgangen av 1995 hadde Danmark 619 MW installert vindkraft (87 MW installert i 1995). Vindkraften produserte 1,17 TWh el – 3,7% av totalen. Normert til gjennomsnittlige vindforhold: 4,1%. Danmark har som målsetning å bygge ut vindkraften til 1500 MW i år 2005. Forutsatt like vindforhold vil vindkraften i Danmark da produsere omlag 3,4 TWh i 2005. Det er en økning på 2,2 TWh, og ikke 0,5 TWh som forutsatt i lavvekstscenariene.

Vindkraftinteressentene i Sverige ønsker målsetning om 5 TWh vindkraft i 2005, mens NUTEK har laget en to-trinnsstrategi for utbygging av 2 TWh. Per i dag har Sverige omtrent 0,2 TWh vindkraft. Videre utbygging av vindkraften i Sverige avhenger av de politiske signaler og valg som gjøres i forbindelse med Riksdagens behandling av Energikommisjonen.

Miljøkostnader
NVE skriver at de negative miljøvirkninger i form av støy og estetiske virkninger er heller ikke ubetydelige, dette særlig om en regner virkninger pr. produsert mengde kraft. Miljøbelastningene ved vindkraft settes stort sett til mellom 0 og 2 øre per kWh. I NVEs egen publikasjon refereres nettopp virkninger per produsert mengde kraft: Her settes miljøkostnaden ved vindkraft til 0-2 øre/kWh og ved naturgass 6-35 øre/kWh.

Bioenergi
Bioenergi er per idag mest interessant til oppvarmingsformål. Det betyr at bioenergi i Norge konkurrerer med fyringsolje og elektrisitet til oppvarming. Bioenergi er et satsingsområde for regjeringen. Hvor stor satsingen blir, og hvor mye av potensialet på 20 TWh som utløses gjenstår å se.

Bioenergi er ikke en direkte konkurrent til alternativ elektrisitetsproduksjon, men det er stigende interesse i Norge for økt utnyttelse av bioenergi i eksempelvis sentralvarmeanlegg. Dette øker fleksibiliteten i energisystemet og elektrisitet frigjøres til andre formål.

Naturkraft nevner ikke utnyttelse av deponigass til el/varmeproduksjon. NoBio regner at nærmere 1,5 TWh kan hentes ut fra slik gass. Fordelene med utnyttelse av deponigass er flere enn å skaffe energi – blant annet bør det gjøres av sikkerhetsmessige grunner og for å redusere utslipp av metan.

Naturkrafts opplysninger om utnyttelse av bioenergi i Sverige og Finland er for lave. Finland opplyses å dekke ca. 15 prosent av energibruken fra bioenergi, mens det riktige tallet er 19 prosent (55 TWh). Likeledes oppgir Naturkraft bioenergiandelen i Sverige til 9 prosent, mens det riktige er ca. 17 prosent (79 TWh).

I Norge har nærmere en fjerdedel av husholdningene ved som viktigste oppvarmingskilde. Det anslås at over 80 % av husstandene har mulighet til å benytte, eller benytter, ved til oppvarming.

Naturkraft mener biomasse i Norge først og fremst er fyringsved. Dette er ikke riktig. Selv om statistikken på dette området er noe usikker, er det antatt at flis og bark bidrar med omkring 7 TWh, mens ved står for ca. 5 TWh.

Naturkraft skriver at det er flere typer lokale forurensningsproblemer knyttet til bruk av biobrensler. Dette er selvfølgelig riktig, men større, moderne anlegg har svært lave utslipp.

Varmepumper
En større utbredelse av varmepumper i Norge i kombinasjon med gasskraft er blitt trukket fram som en måte å øke energiutnyttelsen i gasskraftverkene på. NVEs begrunnelse for konsesjon sier: Gasskraftverk med kun elproduksjon i kombinasjon med varmepumper kan teoretisk gi en utnytting av energien i gassen på oppimot 180 %. Bygging av større gasskraftverk med kun elproduksjon låser dermed ikke for endringer om energiutnytting senere skulle prioriteres høyere.

Denne logikken bygger på at et gasskraftverk som produserer mest mulig elektrisitet kan utnytte oppimot 60 prosent av energien i gassen. Dersom denne energien brukes i varmepumper til å skaffe varme, får en 3-4 ganger mer energi i form av varme enn den elektriske kraften som trengs for å drive pumpene. I Norge vil dette uansett være en omvei til økt energiutnytting. Bruker vi vannkraft isteden til å drive varmepumpene blir energiutnyttingen større: Vannkraft betyr 100 prosent elenergi. Denne energiutnyttingen kan økes 3-4 ganger i varmepumper. Et system med vannkraft og varmepumper kan dermed gi en energiutnytting på 300 prosent.

Selv om elektrisiteten produsert i gasskraftverk brukes til å drive varmepumper øker ikke dette utnyttingen av energien i gassen – 40 prosent av denne energien går uansett tapt. Dessuten er dette å gå en omvei: Et system hvor innsatsvaren er gass med teoretisk energiinnhold på 8,3 TWh brukt til elproduksjon i et gasskraftverk med 60 prosent virkningsgrad gir 5 TWh el som igjen brukt i varmepumper kan gi 15 TWh varme. Gitt at all varmen fra varmepumpene erstatter elektrisk oppvarming frigjøres 15 TWh elektrisitet i dette systemet. Er det dette en ønsker kan en like gjerne bruke 7,5 TWh «vannkraftel» i varmepumper. Nettovirkningen av dette systemet vil også bli 15 TWh frigitt elektrisitet.

SINTEF Energi har foretatt en sammenlikning av energibehov ved bygningsoppvarming ved ulike energibærere og systemløsninger. Et system med vannkraftbasert elektrisitet og varmepumpe har et energiutbytte på 4, mens et tilsvarende system med gasskraftverk (virkningsgrad 58%) og varmepumpe har et energiutbytte på 2,3.

Hvorfor varmepumper og gasskraftverk trekkes fram som et spesielt energieffektivt system, er derfor merkelig.

Varmepumper i Norge har en total varmeproduksjon på ca. 3 TWh. Samme tall for Sverige er 17 TWh. Reelt varmepumpemarked i Norge er beregnet til 2,5 TWh (bedriftsøkonomisk lønnsomhet) når barrierer som konkurrerende teknologi, kunnskap og holdninger har fått begrense potensialet. Samfunnsøkonomisk er potensialet 25 TWh – rent bedriftsøkonomisk 10 TWh. Det er derfor gode muligheter for å øke markedet for varmepumper i Norge.

Solenergi
I Norge er det foreløpig mest interessant med solenergi utnyttet til varmeformål. Hvor stort markedet vil bli i Norge er avhengig av en rekke faktorer. SolarNor regner med at i år 2005 vil solvarme i Norge gi en halv TWh/år. Strøm fra solceller er foreløpig et nisjeprodukt i det norske markedet, men med bygningsintegrerte solceller blir solstrøm interessant også i Norge.

Alternativ oppdekning
NVE konkluderer slik når det gjelder alternativ oppdekning i Norge:

En sammenfatning kan være at bioenergi, varmepumper og solenergi kan gi nyttige bidrag til forsyningen av varme, og frigjøre noe elektrisitet som i dag benyttes til oppvarming. Størrelsene på dette bidraget sett i forhold til f.eks. veksten i forbruket til nå, vil imidlertid være begrenset. Vindkraft vil kunne gi et begrenset bidrag til elproduksjonen. Større mengder ny norsk elkraft kan kun ventes fra vannkraft og gasskraft.

Naturkraft regner med at forbruksveksten i Norge fram til år 2005 vil være omlag 11 TWh. Fornybare energikilder vil kunne gi mye mer enn dette. Naturkrafts scenarier antyder at det vil bygges 4 TWh ny vannkraft i Norge før år 2005. Gasskraftverkene vil produsere 5,6 TWh. Bioenergi, vindkraft og varmepumper kan bidra med like mye energi og solenergi vil gi bidrag, men utbyggingstakten er også avhengig av om vi får en norsk energipolitikk som i større grad favoriserer ny fornybar energi. Å avfeie alternativene med uriktige tekniske og økonomiske argumenter gir ikke inntrykk av at konsesjonsbehandlingen har vært god nok.

At størrelsen på bidraget fra alternativene, også sett i forhold til vekst i forbruket, kan bli mer enn begrenset burde følgende regneeksempel vise (år 2005):

Norge:
Ny vannkraft (iflg. Naturkraft)	4 TWh
Varmepumper (fordobling av installasjon)	3 TWh
Sol (forsert utvikling med 0,25 TWh)	0,75 TWh
Bioenergi (potensiale: 20 TWh)	7 TWh
Vindkraft (potensiale «beste lokaliseringer»: 12 TWh)	7 TWh
Totalt fornybar i Norge:	21,75 TWh

Den offisielle danske energiplanen fram til år 2005 forutsetter ca. 12 TWh ny fornybar energi i tillegg.

Til sammenlikning regner Naturkraft med at elektrisitetsforbruket øker i Norge med 11 TWh – i Norden med tilsammen 45 TWh i samme periode.

At det ikke finnes andre alternativer til kullkraft enn gasskraft og vannkraft er ikke et holdbart argument.

CO2-reduksjon i andre sektorer for å kompensere
Når man velger å satse på en fossil energibærer for elektrisitetsproduksjon, isteden for fornybare, medfører dette utslipp av CO2, hvis ikke karbonet deponeres.

Dette utslippet må man naturligvis kompensere med tiltak i andre sektorer. Både Bellona og NVE har derfor bedt Naturkraft om å utrede mulighetene og kostnadene ved dette.

Naturkraft velger å ikke utrede dette punktet med følgende begrunnelse (i supplerende opplysninger): Ettersom de planlagte gasskraftverk under alle tenkelige scenarier fører til netto reduksjon av de nordiske CO2-utslippene, har Naturkraft ikke vurdert virkninger av tiltak som f.eks. skogplanting. Selv om det finnes verre forurensere enn Naturkraft sine gasskraftverk endrer ikke dette på det faktum at gasskraftverkene faktisk forurenser. «Det kunne vært verre»-scenarier er heller ikke noen unnskyldning for ikke å følge opp pålagte utredninger.

En utredning av kostnadene ved ulike kompenserende tiltak kombinert med en utredning om deponering av CO2 og andre måter å redusere utslippene fra kraftverkene på, ville også gitt et sammenlikningsgrunnlag for eventuelt å pålegge en CO2-reduksjonsplan.

Utredning av kompenserende tiltak må sees som et meget moderat krav fordi samfunnet ikke bare må stabilisere, men redusere utslippene. Naturkraft kan benytte seg av de billigste tiltakene for å kompensere for sine utslipp, mens disse egentlig burde vært de første skrittene til å redusere. Altså, når man iverksetter de billigste tiltakene bare for kompensere for gasskraftverkene, står man igjen med dyrere tiltak når man skal redusere.

Bygging av gasskraftverk må kompenseres med for eksempel redusert bilbruk. To gasskraftverk vil slippe ut 2,1 mill. tonn CO2. Til sammenligning står alle personbilene i Norge for tilsammen 5,2 mill. tonn. Det betyr at dersom NVE gir konsesjon må 40% parkere bilen sin. Naturkraft må altså overtale 650 000 nordmenn til å slutte å kjøre bil. Når samfunnet så skal redusere utslippene må man gå løs på resterende 60%. Det sier seg selv at dette kan bli meget dyrt og vanskelig.

Det er slike forhold som må tas med i vurderingen når det gjelder både spørsmålet om konsesjon og ved lønnsomhetsbetrakninger av CO2-deponering fra kraftverkene.

Gjennomførbarheten er også sentral. Det er ikke usannsynlig å tro at det vil være betydelig enklere å skille ut og deponere CO2 fra to kraftverk, enn å parkere 40% av bilparken i Norge.

En betydelig fordel med deponering er altså at det gir garanterte resultater, og ikke legger beslag på tiltak i andre sektorer, som må iverksettes for å oppnå en netto reduksjon.

Denne gjennomgangen har vist at gasskraft anvendes for å dekke kraftbehovet offshore og at en økning i virkningsgraden kan medføre at utslippene enten blir netto redusert eller lavere enn de ellers ville blitt. Prosessen mot høyere virkningsgrad er under kontinuerlig utvikling, men introduksjon av kraftverksteknologi vil innebære betydelige fremskritt.

Likevel fritar ikke en mer effektiv gassanvendelse for CO2-avgift, men regningen blir mindre. Kombinert med at man bruker mindre gass til kraftgenerering og isteden kan selge gassen er det er nettopp dette som er drivkraften bak utviklingen og sørger for at den ikke stopper opp.

Dette betyr at hvis Naturkraft mot formodning skulle slippe å deponere CO2 og CO2-avgift, må det være et minimumskrav at Naturkraft viser hvordan og til hvilken pris utslippene skal kunne kompenseres i andre sektorer, uansett hvilke spekulasjoner selskapet gjør seg om effektene av gasskraftverkene.

NVE har krevd dette, Naturkraft har ikke utredet.