Statens Forurensningstilsyn (SFT)
Strømsveien 96
Postboks 8100 Dep.
0032 Oslo

Klage på vedtak om utslippstillatelse for gasskraftverk

1. Innledning
Det vises til SFTs vedtak 29. november 2000 om å gi tillatelse til Industrikraft Midt-Norge (IMN) for utslipp av bl.a. CO₂ og NO_x fra gasskraftverk på Skogn, samt brev fra SFT 12. desember 2000 der klagefristen utsettes til 11. januar 2001.

Bellona påklager herved vedtaket. Klagen er konsentrert om utslippsgrensene for NO_x og CO_2, og inneholder for det meste vurderinger av juridisk art knyttet til tolkningen og anvendelsen av EUs direktiv 96/61/EF (IPPC-direktivet). Hva angår de miljøfaglige vurderingene vises det til våre vedlagte høringsuttalelser til Industrikrafts konsekvensutredning for etablering av gasskraftverk på Skogn, og Naturkrafts søknad om omgjøring av sine utslippstillatelser.

Vi tar ellers forbehold om at det kan bli aktuelt å supplere klagen med visse utfyllende vurderinger.

2. Utslippsgrensene for NO_x
2.1 SFTs vurderinger
 
Mens IMN har fått tillatelse til å slippe ut den mengde CO₂ selskapet har søkt om, noe som vil bli nærmere drøftet i punkt 3, har SFT redusert det omsøkte NO_x-utslippet fra 1860 til 370 tonn NO_x pr. år. Kravet forutsetter at selskapet tar i bruk teknologi som gir maksimalt 5 ppm NO_x i avgassen. Grensen er dels basert på Norges eksisterende og nye forpliktelser om å redusere sine NO_x-utslipp ifølge hhv. Sofiaprotokollen og Gøteborgprotokollen, og dels på at utslippsgrensene kan nås ved at det tas i bruk teknologier som pr. i dag må anses som BAT. Dette siste fremgår indirekte av redegjørelsen i vedtakets s. 8-9 (punkt 6.1.3 b) om teknologivalg/muligheter), og er dessuten sagt i klartekst i SFTs brev 7. mars 2000 til Miljøverndepartementet der det bl.a. heter:

«SFTs krav til NO_x-utslipp fra år 2005 (5 ppm) kan møtes med renseteknologien SCONOx. Fra oktober 1999 har denne teknologien vært kommersielt tilgjengelig for gassturbiner av samme størrelse som det Naturkraft planlegger å bruke. Det er derfor hevet over all tvil at det finnes tilgjengelig teknologi i dag som klarer SFTs strenge utslippskrav for NO_x» (våre understrekninger).

Selv om uttalelsen gjelder Naturkrafts gasskraftverk, er den like relevant i forhold til IMNs prosjekt. Når SFT i mars med bred penn slo fast at det er «hevet over all tvil» at det finnes «kommersielt tilgjengelig» teknologi som klarer de fastsatte utslippskravene for NO_x, er det også hevet over all tvil at teknologien er BAT ifølge definisjonen i IPPC-direktivets artikkel 2 (11).

Så langt har derfor Bellona få problemer med å følge SFT. Det er imidlertid problematisk at vedtaket åpner for at IMN i stedet for å bruke teknologi som SFT selv har karakterisert som «kommersielt tilgjengelig» og som dermed er BAT, kan benytte seg av tredjemannsløsninger. Åpningen for tredjemannsløsninger er basert på Miljøverndepartentets retningslinjer for behandling av søknader om utslippstillatelser etter forurensningsloven for gasskraftverk gitt i brev 23. juni 2000 til SFT for. Her heter det om utslipp av NO_x:

«I henhold til IPPC-direktivet skal det stilles krav om at BAT skal oppfylles på det enkelte anlegg. Vurderingen av BAT for NO_x-utslippene skal baseres på det som regnes som BAT for gasskraftverk i EØS-området på det tidspunktet utslippstillatelsene gis. Der det ut fra miljøsituasjonen lokalt/regionalt og/eller ut fra hensynet til en kostnadseffektiv oppfyllelse av Norges internasjonale forpliktelser, og under hensyntagen til at kravene er mulige å oppfylle teknisk/økonomisk, kan SFT stille strengere krav enn BAT. M-^E Stilles det strengere krav enn BAT, kan differansen mellom tillatt utslippsnivå og den del som oppfylles med en teknologi som anses som BAT, oppfylles ved tiltak hos tredjemann. Konsesjonshaver må søke om en slik løsning».

Dette er i sin tur basert på punkt II i Stortingets vedtak 9. mars 2000:

«Krav til utslippsreduksjoner av NO_x kan søkes imøtekommet ved at søkerne påtar seg forpliktelser som innebærer NO_x-reduserende tiltak i andre virksomheter, herunder samferdselssektoren».

2.2 Bellonas vurderinger
 
2.2.1 Utgangspunkt. BAT-kravets karakter og innhold
 
Det følger av det som ovenfor er sitert fra departementets retningslinjer og Stortingets vedtak at IPPC-direktivet og dets krav om at utslippskravene skal baseres på BAT (beste tilgjengelige teknikker) vil være et sentralt moment i vurderingen av utslippsvedtakets rettslige holdbarhet. Det er derfor grunn til å innlede med noen bemerkninger om BAT-kravets karakter og innhold. Når det ellers gjelder direktivets formål og rekkevidde vises det til drøftelsen nedenfor i punkt 3.2.2 flg.

IPPC-direktivets artikkel 2 (11) definerer BAT slik:

«det mest effektive og avanserte trinn i utviklingen av virksomhetsformene og deres driftsmetoder, som er uttrykk for om en teknikk i prinsippet er praktisk egnet som grunnlag for utslippsgrenseverdier med sikte på å forebygge og, dersom dette ikke er mulig, generelt begrense utslippene og innvirkningen på miljøet som helhet. Med

 

• • «teknikker» menes både den anvendte teknologi og måten anlegg konstrueres, bygges, vedlikeholdes, drives og avvikles på,

 

• • «tilgjengelige» teknikker menes de som er utviklet i en slik målestokk at de kan anvendes i den aktuelle industrielle sektor på økonomisk og teknisk mulige vilkår, idet det tas hensyn til kostnader og fordeler, uansett om teknikkene anvendes eller produseres i den berørte medlemsstat eller ikke, så lenge den driftsansvarlige har tilgang til teknikkene på rimelige vilkår,

 

• «beste» teknikker menes de som er mest effektive for å oppnå et høyt allment vernenivå for miljøet som helhet. Når de beste tilgjengelige teknikker skal fastsettes, bør særlig forholdene oppregnet i vedlegg IV tas i betraktning.»

Definisjonen bruk av utrykket «det mest effektive og avanserte trinn i utviklingen», viser at BAT-kravet er dynamisk. Samtidig kan det når det siden oktober 1999 har eksistert kommersielt tilgjengelige teknologi som kan møte et utslippskrav basert på 5 ppm NO_x i avgassen, ikke være tvil om at denne teknologien må anses som BAT i henhold til definisjonen i artikkel 2 (11).

Stortinget oppfatning av BAT-kravets innhold på et bestemt tidspunkt er derfor ikke bindende verken for forvaltningen eller domstolene, som på selvstendig grunnlag plikter å ta stilling til hva som er BAT når de får en sak til behandling. Begrepet må til enhver tid tolkes i lys av den utviklingen som har funnet og finner sted. Det som var BAT i 1999 trenger ikke være det i 2002.

En teknologi skal regnes som BAT dersom den kan anvendes på «økonomisk og teknisk mulige vilkår». Det har vært hevdet at dette betyr at bruk av teknologien ikke må være forretningsmessig usunn, men det kan ikke være avgjørende om den konkrete konsesjonssøker har økonomi til å ta teknologien i bruk. Spørsmålet er hva som er rimelig å kreve av aktører i bransjen generelt. Siden det er hevet over tvil at den teknologien som utslippskravet på 370 tonn NO_x er basert på, er kommersielt tilgjengelig i dag framstår det som rimelig å pålegge aktører i bransjen et slikt krav.

Det er videre opplagt at det kan kreves en økonomisk oppofrelse av utbyggeren. Hvis ikke ville BAT-kravet bli uten innhold i alle tilfeller der ny teknologi er dyrere enn gammel. Kravets innhold avgjøres dermed ikke av den enkelte utbyggers økonomiske muligheter for å ta i bruk bestemte løsninger, men av hva de relevante overnasjonale og nasjonale myndighetene måtte anse for å være i samsvar med standarden ut fra den teknologiutviklingen som faktisk finner sted. I dette tilfellet er det dessuten ikke opplagt at et NO_x-krav basert på 5 ppm i avgassen vil innebære noen økonomisk oppofrelse i forhold til et utslippskrav basert på 25 ppm NO_x kombinert med en tredjemannsløsning hvis konkrete innhold ennå ikke er avklart, jf. at dette er noe IMN må søke særskilt om.

Siden BAT vil endre seg i takt med teknologiutviklingen, kan heller ikke en utbygger som søker konsesjon kreve de samme vilkår som det eksisterende aktører i bransjen opererer under. Dette ville være i strid med kravets dynamiske karakter. Ny teknologi er ofte dyrere enn gammel slik at nye aktører normalt må finne seg i å bli pålagt strengere rammevilkår og større økonomiske oppofrelser enn eksisterende aktører. Dette er i tråd med direktivets intensjoner. Så lenge endrede miljøkrav skal gjennomføres ved individuelle konsesjoner, må individuelle forskjeller godtas. Ellers kan utvikling ikke oppnås. Det er derfor etter omstendighetene ikke bare adgang til, men plikt til å stille strengere BAT-krav til nye anlegg, enn det som gjelder for anlegg som er i drift.

Mener utbyggeren at fortjenestemarginen da vil bli for liten, gir dette ikke denne noe krav på å få bygge ut med gammel teknologi. Ifølge direktivets artikkel 8 må myndighetene enten sette vilkår som sikrer at de omsøkte industrianleggene får utslippsgrenser som samsvarer med BAT-kravene i direktivet, eller avslå å gi konsesjon til vedkommende anlegg.

Når det i MDs retningslinjer heter at utslippskravene for NO_x «skal baseres på det som regnes som BAT for gasskraftverk i EØS-området på det tidspunktet utslippstillatelsene gis», er det derfor ikke uten videre gitt at dette vil være holdbart. Det vil bero på i hvilken grad det er foretatt relevante undersøkelser av den europeiske praksis på området. Slik denne saken står, kan mye tyde på at det ikke er tilfellet, jf. det som er anført nedenfor i punktene 2.2.3 og 3.2.8.

2.2.2 BAT-kravet må oppfylles i egen virksomhet
 
I forbindelse med stortingsvedtaket påpekte både Bellona og Justisdepartementets lovavdeling at de løsninger som er antydet i Stortingsvedtakets punkt II neppe er forenlig med forurensningsloven. I brev 10. mai 2000 til Lovavdelingen stiller Miljøverndepartementet opp en rekke forutsetninger for tredjemannsløsninger for NO_x og ber Lovavdelingen vurdere om ordningen under disse forutsetningene er forenlig med loven. Avdelingen antar i brev 15. mai 2000 at det er tilfellet.

Den første av forutsetningene er at konsesjonssøkeren oppfyller BAT-kravet i egen virksomhet. Det er dermed kun i den grad forurenseren pålegges strengere utslippsgrenser enn BAT at tredjemannsløsninger kan tillates. I så fall er det differansen mellom den fastsatte utslippsgrensen og den grensen som ville fulgt av BAT-prinsippet som kan søkes oppfylt hos tredjemann.

Bellona er enig i at BAT-prinsippet neppe er til hinder for at differansen oppfylles ved å redusere tredjemanns utslipp dersom IMN pålegges strengere utslippskrav enn BAT. Utslippsgrensen for NO_x på 370 tonn er imidlertid basert på at Industrikraft tar i bruk teknologi som gir inntil 5 ppm NO_x i avgassen. Ifølge SFT er det «hevet over all tvil» at det i dag finnes kommersielt tilgjengelig teknologi som kan møte et slikt krav. Følgelig er utslippsgrensen basert på BAT. For at det skulle ha vært rom for tredjemannsløsninger for NO_x, måtte det ha vært fastsatt en strengere utslippsgrense enn 370 tonn. Det har SFT ikke gjort og når det likevel er åpnet for tredjemannsløsninger, bryter dette med IPPC-direktivets krav om at BAT-kravene skal oppfylles på det enkelte anlegg.

I SFTs vedtak heter det riktignok at det etter det SFT kjenner til «er lav NO_x-brenner som gir 25 ppm NO_x i avgassen det som per i dag er vanlig i Europa for nye gasskraftverk.» Dette har SFT i brev til MD 15. juni karakterisert med det pussige begrepet «minimums BAT» som synes å springe ut av en forestilling om at BAT-prinsippet normalt krever noe mer enn at de beste tilgjengelige teknikker anvendes, og at det dermed er rom for å kreve noe mindre uten å forlate forutsetningen om at de beste tilgjengelige teknikker skal benyttes. Det er imidlertid ikke holdbart. BAT er en standard som angir hvilke minstekrav som må stilles i en utslippstillatelse.

Selv om SFT i vedtaket 29. november 2000 ikke lenger bruker begrepet «minimums-BAT», vitner imidlertid henvisningen til lav NO_x-brennere som gir 25 ppm NO_x om at man fortsatt henger igjen i tankegangen om at det kan stilles mindre strenge krav enn BAT og likevel oppfylle BAT-kravet. Det samme gjør for øvrig bemerkningen i MDs retningslinjer om at det «under hensynstagen til at kravene er mulig å oppfylle teknisk/økonomisk, kan SFT stille strengere krav enn BAT.» Dersom kravene er mulig å oppfylle teknisk/økonomisk, er de imidlertid ikke strengere enn BAT.

Det vises ellers til det som er anført overfor i punkt 2.2.1 om BAT-kravets dynamiske karakter og i punkt 3.2.8 om at SFTs undersøkelse av hva som er vanlig praksis i Europa er mangelfull fordi man synes å ha konsentrert seg om hvilke vilkår som gjelder for de europeiske gasskraftverkene som i dag er i drift. Det relevante er imidlertid hvilke krav som vil komme til å gjelde i årene framover. Og mens det nok kan være usikkert hvilke konkrete krav som vil gjelde for CO₂-utslipp fra gasskraftverk, må man regne med at BAT-standarden for NO_x vil ligge på 5 ppm siden det i alle fall siden oktober 1999 har eksistert kommersielt tilgjengelige teknikker som kan møte et slikt krav.

De fastsatte kravene til NO_x-utslippet må følgelig anses som ugyldige og oppheves i sin nåværende form. Det må enten erkjennes at utslippsgrensen på 370 tonn er basert på BAT slik at det ikke lenger er rom for tredjemannsløsninger, eller fastsettes en strengere grense enn 370 tonn, der differansen mellom den strengere grensen og 370 tonn kan kompenseres med slike løsninger.

2.2.3 Tredjemannsløsninger – andre forutsetninger
 
Bellona har merket seg kravet om at IMN dersom selskapet ønsker å benytte seg av tredjemannsløsninger, må søke særskilt om det. Vi antar at derfor at det først når en slik søknad eventuelt foreligger og er behandlet, vil bli avklart hva løsningene mer konkret vil gå ut på.

I tillegg til at tredjemannsløsningene forutsetter at det i utgangspunktet stilles strengere utslippskrav for NO_x enn BAT, i dette tilfellet strengere enn 370 tonn, er det en forutsetning at utslippsreduksjoner hos tredjemann skjer innenfor det området som har begrunnet utslippskravene. Se nærmere MDs brev til Lovavdelingen 10. mai og Lovavdelingens svar 15. mai 2000, der det framgår at denne forutsetningen må være oppfylt for at tredjemannsløsninger skal kunne benyttes.

Bellona antar at det ikke nødvendigvis vil bli spesielt vanskelig å oppfylle denne forutsetningen, men den nevnte korrespondansen stiller opp en tredje forutsetning som synes mer problematisk, nemlig at det må foreligge rettslig sikkerhet for at reduksjonene hos tredjemann virkelig finner sted og at det finnes sanksjoner for manglende overholdelse. En slik forutsetning må opplagt være oppfylt for at en tredjemannsløsning skal kunne godtas, men den er problematisk blant annet fordi det verken er klart hvordan den skal oppfylles eller hvilke sanksjoner man ser for seg.

Ett problem er hvem som skal holdes ansvarlig dersom utslippsreduksjonen ikke finner sted og det skyldes forhold som konsesjonshaveren ikke kan lastes for, typisk at tredjemann ikke overholder sin avtale med konsesjonshaveren. Tredjemanns forpliktelser hviler på denne avtalen. Overfor myndighetene er han derimot ikke forpliktet og kan da i utgangspunktet ikke straffes, jf. grunnloven § 96. Heller ikke konsesjonshaveren kan straffes så lenge han ikke har utvist skyld. Noe annet ville medføre et objektivt straffeansvar for ham. Straffeloven §§ 48 a og 48 b åpner riktignok for straffansvar for såkalte anonyme og kumulative feil, men dette er intet objektivt straffansvar. Vilkåret for å ilegge foretaksstraff er dessuten at feilene er begått av noen som har «handlet på vegne av» foretaket, typisk i dets tjeneste, hvilket neppe er oppfylt i tilfeller som det foreliggende.

Hvordan en ser for seg at problemer av denne typen skal løses, er uklart. Det er imidlertid usikkert om en ordning med de antydede konsekvenser er forenlig med dagens lovgivning. For at myndighetene skal ha reelle sanksjonsmuligheter vil en dermed måtte gjøre lovendringer.

Det kan også reises andre innvendinger mot tredjemannsløsningene. Blant annet vil slike løsninger ikke sjelden omfatte tiltak som før eller senere ville ha blitt gjennomført uansett, slik at bruken av løsningen reelt sett ikke vil gi noen positiv miljøeffekt ut over det man i alle tilfeller ville ha oppnådd. De vil også kunne føre til at man får dårligere oversikt over utslippsmengdene. Dersom det åpnes for tredjemannsløsninger risikerer forurensningsmyndighetene også å miste den kontrollen de bør ha med hvilke konkrete virksomheter utslippsreduksjonene skal skje innenfor. Foreløpig er imidlertid det nærmere innholdet av eventuelle tredjemannsløsninger så uklart at vi i alle fall i denne omgang avstår fra å gå inn i noen nærmere vurdering av dette.

Bellona vil imidlertid understreke at tredjemannsløsninger under enhver omstendighet bidra til å uthule forurensningsloven og komplisere lovens håndhevingsregime i betydelig grad. Dette momentet bør tillegges adskillig vekt i vurderingen av det formålstjenlige i å operere med tredjemannsløsninger i det enkelte tilfellet. Særlig i en situasjon som den foreliggende, hvor det faktisk «er hevet over tvil» at det finnes kommersielt tilgjengelig teknologi som kan møte et utslippskrav for NO_x basert på 5 ppm, framstår det som nokså meningsløst å åpne for en tredjemannsløsning. Dette er ikke bare i strid med prinsippene i IPPC-direktivet, men det vil også i sterk grad bidra ytterligere til å svekke forurensningsloven som miljøpolitisk virkemiddel.

Vi vil for øvrig anta at det også for utbyggeren vil være å foretrekke å velge en teknologi basert på en teknologi som det er «hevet over tvil» at faktisk er kommersielt tilgjengelig, framfor å begi seg inn i den juridiske jungelen tredjemannsløsningene vitterlig er.

2.2.4 Konklusjon
2.2.5  
Den delen av utslippsvedtaket som åpner for at utslippsgrensen for NO_x skal kunne kompenseres ved tredjemannsløsninger er ugyldig. Grensen på 370 tonn er basert på tekniske løsninger som er BAT i dag. Følgelig har SFT gått ut over sin kompetanse når en i dette tilfellet har åpnet for en tredjemannsløsninger. Denne delen av vedtaket synes dessuten å bygge på en mangelfull undersøkelse av forventet praksis i Europa, slik at heller ikke utredningsplikten i forvaltningsloven § 17 kan anses oppfylt.

Tredjemannsløsninger for NO_x kan for øvrig ikke under noen omstendighet aksepteres med mindre det foreligger en rettslig sikkerhet for at utslippsreduksjonene blir gjennomført. Det er vanskelig å se hvordan en slik sikkerhet skal kunne oppnås innenfor rammene av dagens lovverk.

3. Utslippsgrensene for CO₂
3.1 SFTs vurderinger
 
SFTs utslippsgrenser for CO₂ er, i likhet med utslippsgrensene for NO_x fastsatt på grunnlag av Miljønverndepartements retningslinjer som altså i sin tur er basert på Stortingets vedtak 9. mars 2000 om at utslippssøknader for nye gasskraftverk skulle behandles innenfor forurensningslovens rammer, men uten at det skulle stilles «strengere utslippskrav for klimagasser enn det som i dag er vanlig for gasskraftprodusenter i andre EØS-land«.

I MDs retningslinjer vises det også til EUs direktiv 96/61/EF (IPPC-direktivet) og fremholdes at «forurensningslovens system» oppfyller direktivet, som bl.a. krever at forurensningskilder skal pålegges utslippskrav på grunnlag av individuelle utslippstillatelser og at kravet til best tilgjengelige teknikker (BAT) skal oppfylles på det enkelte anlegg. Det pekes også på at BAT-begrepet er «dynamisk og endres i takt med [den] teknologiske utviklingen», men at det ennå ikke er utarbeidet mer konkrete retningslinjer for hva som er BAT for CO₂ fra store forbrenningsanlegg. Det arbeides for tiden med dette i EU, men arbeidet forventes ikke å være avsluttet før tidligst i 2002, jf. brev fra SFT til MD, 28. september 2000. Det vil si at man pr. i dag ikke vet hvilke BAT-krav som fra 2003 vil gjelde for utslipp av CO₂ og andre klimagasser fra europeiske gasskraftverk.

SFT viser i begrunnelsen for vedtaket (s. 8) til at en er kjent med at det i regi av hhv. Kværner, Aker Maritime og Norsk Hydro er utviklet/utvikles teknologi som kan redusere CO₂-utslippene fra gasskraftverk. Til tross for at SFT selv, i januar 1999 satte som vilkår at CO₂-utslippene fra Naturkrafts gasskraftverk på Vestlandet måtte reduseres med 90 % – et tall som var basert på at Hydros teknologi kunne møte et slikt krav – legges det nå til grunn at de nevnte løsningene ikke kan defineres som BAT for CO₂-utslipp fra gasskraftverk per i dag iht. IPPC-direktivet.

SFT viser ellers til at en ikke er kjent med at «det settes krav om utslippsreduksjoner av CO₂ fra gasskraftverk i EØS-land.» På dette grunnlag er Industrikraft Midt-Norge gitt tillatelse til å slippe ut 2, 2 millioner tonn CO₂ årlig, noe som er i samsvar med det selskapet har søkt om.

3.2 Bellonas vurderinger
 
3.2.1 Utgangspunkt. IPPC-direktivet
 
Både forurensningsloven selv, Grunnloven § 110 b og IPPC-direktivet setter rammer for innholdet av de utslippstillatelser for gasskraftverk som gis etter forurensningsloven, jf. Lovavdelingens uttalelse 6. mars 2000. Stortingets vedtak 9. mars må følgelig forstås slik at utslippskravene for nye gasskraftverk ikke bare må ligge innenfor de rammer som følger av forurensningsloven tolket i lys av Grunnloven § 110 b, men også innenfor det som til enhver tid vil følge av IPPC-direktivet.

Når det opereres med en retningslinje om at det ikke skal stilles strengere krav i Norge enn det som ellers «er vanlig» i Europa, vil en måtte sammenlikne med utslippskravene i andre europeiske land. IPPC-direktivet vil stå sentralt ved denne sammenlikningen, og dermed ha sentral betydning for hvilke konkrete krav som må settes til CO₂-utslippene fra norske gasskraftverk.

Direktivet definerer i artikkel 2 (2) forurensning som bl.a. «direkte eller indirekte tilførsel som følge av menneskelig virksomhet til luft, M-^E av stoffer, M-^E som kan skade M-^E miljøets kvalitet». Det er ingen tvil om at utslipp av CO₂ er omfattet av denne definisjonen.

Av artikkel 9 (3) følger det at de utslippstillatelser som gis skal «omfatte utslippsgrenseverdier for forurensende stoffer, særlig stoffene oppført i listen i vedlegg III, som M-^E vil kunne slippes ut fra det berørte anlegg i betydelige mengder». Vedlegg III nevner bl.a. NO_x, men ikke CO₂. Utslipp av CO₂ i det omfang det er snakk om i denne saken faller likevel inn under formuleringen «forurensende stoffer M-^E i betydelige mengder», og er følgelig omfattet av kravet til utslippsgrenseverdier.

Etter artikkel 9 (4) skal disse verdiene «bygge på de beste tilgjengelige teknikker» og i den konkrete vurderingen av hva som er BAT skal det bl.a. tas hensyn til utslippskildens «geografiske lokalisering». Det som er BAT et sted vil derfor ikke nødvendigvis være BAT et annet sted. Følgelig er det fullt mulig at det etter direktivet vil gjelde strengere krav for utslipp fra norske gasskraftverk enn for gasskraftverk i ikke-oljeproduserende land, jf. f.eks. at flere av de lanserte «CO₂-frie» frie løsningene, er basert på deponering av CO₂ i tomme oljereservoarer.

Både i Stortingets vedtak og i de senere retningslinjer for og vedtak om hvilke utslippskrav som skal gjelde for norske gasskraftverk, er det imidlertid lagt til grunn at det ikke skal gjelde strengere krav enn det som er vanlig i Europa. Dette er imidlertid, som det skal redegjøres for nedenfor, problematisk i forhold til IPPC-direktivets formål og flere av dets enkeltbestemmelser.

3.2.2 IPPC-direktivets karakter og formål
 
Som de fleste andre folkerettslige forpliktelser, stiller IPPC-direktivet opp minsteforpliktelser for statene. Dets krav til behandling av utslippstillatelser og innholdet i slike, gir dermed uttrykk for det som er et minimum av hvilke krav som vil bli stilt i andre EØS-land i dag. Direktivet gir dessuten gjennom de BAT-relaterte reglene i artikkel 3 og artikkel 9 (4) statene et incitament til å stille strengere krav enn hva andre stater har gjort før dem, slik at teknologisk utvikling kan oppnås.

Allerede dette tilsier at det kan være tvilsomt om det er forenlig med direktivets intensjoner at en stat gir generelle retningslinjer om at man ikke under noen omstendigheter, og heller ikke i de tilfeller hvor det faktisk er naturlig, skal stille strengere krav enn det som er vanlig i andre land.

Synspunktet underbygges av at direktivets uttrykte formål bl.a. er å motvirke og kontrollere forurensningen fra industriell aktivitet og å hindre utslipp slik at en oppnår et høyt nivå av miljøbeskyttelse, jf. artikkel 1. Direktivet pålegger statene å treffe nødvendige tiltak for å sikre at de beste tilgjengelige teknikker benyttes (artikkel 3) og konkretiserer hva som ligger i begrepet BAT (artikkel 2 (11), artikkel 9 (4)). Et viktig virkemiddel for å realisere direktivets formål vil derfor være å praktisere det på en måte som bidrar til at ny teknologi utvikles, slik at en derved kan oppnå en stadig økende reduksjon av utslippene og en tilsvarende bedre beskyttelse av miljøet.

Det er etter dette åpenbart at Stortingets vedtak og MDs retningslinjer om at det ikke skal stilles strengere krav i Norge enn i andre europeiske land, ikke vil fremme formålet med IPPC-direktivet. Skulle alle andre europeiske land innta en tilsvarende holdning og erklære at de ikke skal stille strengere krav enn gjennomsnittet, vil det hindre ytterligere teknologisk utvikling som kan redusere de forurensende utslippene fra industrien. En forutsetning for at det skal skje en utvikling er at noen er villige til å gå foran. Er ingen villige til det, vil man i beste fall opprettholde status quo.

3.2.3 Direktivets formål som tolkningsmoment
 
En kan på bakgrunn av det overstående slå fast at den norske holdningen til spørsmålet om hvilke krav som skal stilles til utslipp av klimagasser fra gasskraftverk ikke er forenlig med IPPC-direktivets formål. Dette er ikke nødvendigvis alene nok til å konstatere et folkerettsbrudd, men det er et anerkjent folkerettslig tolkningsprinsipp at traktater må tolkes slik at deres formål kan bli realisert på en effektiv måte. Prinsippet betegnes ofte som det folkerettslige effektivitetsprinsippet, og er kommet til uttrykk i artikkel 31 i Wien-konvensjonen om traktater av 1969. Norge har ikke ratifisert konvensjonen, men de tolkningsprinsippene som er nevnt i artikkel 31 gir uttrykk for folkerettslig sedvanerett, som er bindende også for de stater som ikke har ratifisert konvensjonen.

I folkerettsteorien blir ofte effektivitetsprinsippet stilt opp som en motsats til prinsippet om at en traktat skal tolkes strengt etter ordlyden. Det er imidlertid bare der en formålsorientert tolkning gir et annet resultat enn det som følger av ordlyden at det vil oppstå motstrid mellom de to tolknings-prinsippene. I dette tilfellet er det imidlertid ingen motstrid mellom en tolkning basert på ordlyden og en tolkning basert på formålet. Effektivitetsprinsippet har dessuten de senere år fått stadig større gjennomslagskraft på bekostning av de prinsipper som foreskriver en ordlydsbasert tolkning.

Det er dermed på det rene at IPPC-direktivets formål er et vektig tolkningsmoment når det skal avklares hvilke mer konkrete krav og forpliktelser direktivets ulike bestemmelser pålegger statene.

3.2.4 Direktivets artikkel 3
 
Direktivets artikkel 3 om alminnelige forpliktelser for driften av forurensende virksomhet krever at

«Medlemsstatene skal treffe de tiltak som er nødvendige for at vedkommende myndigheter sikrer at anlegget drives på en slik måte at

a. alle hensiktsmessige forebyggende tiltak mot forurensning treffes, særlig ved at de beste tilgjengelige teknikker benyttes,

b. det ikke forårsakes noen vesentlig forurensning».

Bestemmelsen forplikter Norge til å iverksette nødvendige tiltak for å sikre at «alle hensiktsmessige forebyggende tiltak» mot forurensning treffes. Det fremheves som særlig viktig at «de beste tilgjengelige teknikker benyttes». Sett i lys av direktivets formål er det naturlig å lese dette som en forpliktelse om å sørge for at industrien tar i bruk BAT. Den mest effektive måten å oppnå det på, er å fastsette utslippskrav som er basert på og som forutsetter at BAT tas i bruk, jf. også artikkel 9 (4).

Retningslinjene om at det ikke skal stilles strengere krav for CO₂-utslipp fra norske gasskraftverk enn det som «er vanlig» i Europa, framtrer imidlertid i praksis som et «forbud» mot å stille strengere krav i Norge enn ellers i Europa. De legger opp til at det ikke skal stilles krav basert på «CO₂-frie» løsninger for gasskraftverk før andre europeiske land har utviklet og tatt i bruk slike løsninger.

Inntil det skjer er det liten grunn til å tro at noen vil ønske å ta i bruk løsningene, slik at teknologiutviklingen vil stanse opp. Retningslinjene er dermed til hinder for utvikling av ny teknologi og de bidrar ikke til «at alle hensiktsmessige forebyggende tiltak mot forurensning treffes». Følgelig er de problematiske i forhold til IPPC-direktivets artikkel 3. Dette må særlig gjelde når Norge faktisk har langt bedre naturgitte og økonomiske forutsetninger for å realisere «CO₂-frie» gasskraftverk enn de fleste andre europeiske land, jf. nedenfor.

3.2.5 Direktivets artikkel 9 (4)
 
Artikkel 9 (4) foreskriver at det i vurderingen av hva som er BAT bl.a. skal tas hensyn til vedkommende utslippskildes geografiske lokalisering. Dette innebærer at det, for å realisere direktivets formål, i en del tilfeller ikke bare kan, men må opereres med differensierte BAT-krav. Det som er BAT i et land vil ikke nødvendigvis være BAT i et annet land. Under et møte Bellona hadde med bl.a. Rolf Anneberg fra EU-kommisjonen 2. mars i år om anvendelsen av direktivet (omtalt i Dagsavisen 3. mars 2000) ble dette bekreftet, og det ble påpekt at det i den forbindelse ikke bare kan legges vekt på geografiske og naturgitte forhold, men også på økonomiske forhold.

Det er hevet over tvil at Norge har langt bedre muligheter enn de ikke-oljeproduserende land til å utvikle kostnadseffektive løsninger for «CO₂-frie» gasskraftverk. Norge har også bedre økonomiske forutsetninger for å realisere slike løsninger enn de fleste andre europeiske land. Dette er ikke omstridt. Det omstridte er når de tekniske løsninger som er utviklet/utvikles kan realiseres i Norge på «økonomisk og teknisk mulige vilkår», jf. BAT-definisjonen i IPPC-direktivets artikkel 2 (11).

Det er følgelig ikke tvilsomt at artikkel 9 (4) på et eller annet tidspunkt vil stille strengere krav for utslipp av CO₂ fra norske gasskraftverk enn for utslipp fra gasskraftverk på kontinentet. Spørsmålet er når tidspunktet vil inntreffe. Etter Bellonas syn kan det anføres gode grunner for at man i Norge alt har nådd dette stadiet og at de kravene SFT i januar 1999 satte til CO₂-utslippene fra Naturkrafts gasskraftverk i prinsippet var basert på BAT. Se nærmere punkt 5 i den miljøfaglige delen av vår høringsuttalelse til Naturkrafts omgjøringssøknad, samt punkt 6 i vår høringsuttalelse til Industrikraft Midt Norges konsekvensutredning. Begge dokumentene følger vedlagt.

Denne tolkningen av artikkel 9 (4) er ikke i strid med ordlyden i bestemmelsen, og bidrar åpenbart til å fremme direktivets formål. Det er naturlig at de land som har de beste forutsetningene for å ta i bruk avanserte tekniske løsninger, er de som først pålegges å gjøre dette. Det vil bidra til teknologiutvikling, som etterhvert også stater uten de samme forutsetningene kan nyte godt av. Holdningen om at det ikke skal stilles strengere krav i Norge enn i andre europeiske land er derfor problematisk både i forhold til IPPC-direktivets formål og i forhold til dets artikkel 9 (4).

3.2.6 Stortingets vedtak må tolkes i lys av IPPC-direktivet
 
Stortingets vedtak om at det ikke skal stilles strengere krav til utslipp fra norske gasskraftverk enn det som i dag «er vanlig» ellers i Europa, kan ikke forstås slik at de norske utslippskravene skal «fryses» på det nivået som dagens europeiske gasskraftverk opererer under. Vedtaket må tolkes slik at Norge skal følge med i, men ikke ligge i forkant av den europeiske utviklingen. Når norske myndigheter får en sak til behandling må de se hen til hvilke utslippskrav som ville ha blitt stilt for europeiske gasskraftverk som søker konsesjon på samme tidspunkt og stille tilsvarende krav.

Det følger imidlertid av IPPC-direktivets artikkel 9 (4) tolket i lys av direktivets formål, at det ut fra de ulike lands forutsetninger vil måtte stilles strengere BAT-krav i noen land enn i andre. Det er videre et faktum at forutsetningene for å realisere «CO₂-frie» gasskraftverk er bedre i Norge enn i de fleste andre europeiske land. Følgelig kan det under gitte forutsetninger være i strid med direktivet om Norge unnlater å stille strengere krav enn gjennomsnittet i Europa.

Det er dermed tilsynelatende motstrid mellom Stortingets vedtak og artikkel 9 (4) og kanskje også artikkel 3. Stortingsvedtaket forutsetter imidlertid at behandlingen av gasskraftssakene skal ligge innenfor forurensningslovens rammer, slik denne må tolkes i lys av bl.a. IPPC-direktivet.

I den grad den konkrete anvendelsen av direktivet legger opp til at det må stilles strengere utslippskrav for gasskraftverk i Norge enn i andre europeiske land, vil norske myndigheter dessuten være folkerettslig forpliktet til å gjøre det. Siden det er lite trolig at Stortinget har ment å pålegge Regjeringen å bryte Norges folkerettslige forpliktelser, må dets vedtak derfor tolkes slik at det ikke er til hinder for at det stilles strengere utslippskrav i Norge, dersom dette følger av IPPC-direktivet.

Når det i de retningslinjer og vedtak som springer ut av Stortingets vedtak, er lagt til grunn at det på generelt grunnlag ikke skal stilles strengere krav i Norge enn ellers i Europa er dette derfor for unyansert. Stortingsvedtaket må leses med den reservasjon at det forutsetter at norske myndigheter praktiserer forurensingsloven innenfor IPPC-direktivets rammer, også i de tilfeller hvor direktivet legger opp til at det må stilles strengere utslippskrav i Norge enn det europeiske gjennomsnittet. Derfor er det ikke Stortingets vedtak isolert sett, men MDs retningslinjer og SFTs oppfølging av disse, som reiser problemer. SFT har åpenbart lagt avgjørende vekt på MDs retningslinjer da en ga utslippstillatelse til Industrikraft Midt Norge, men forholdet til direktivet er såpass problematisk at SFT burde foretatt en nærmere selvstendig vurdering av dette før tillatelsen ble gitt.

3.2.7 Konkretisering av BAT-kravet for CO₂
 
Utslippskravene for CO₂ fra norske gasskraftverk må baseres på BAT og IPPC-direktivet vil stå sentralt når det skal avklares hva som kan anses som BAT. Som påpekt i punkt 2.2.1 er dette en dynamisk standard, som vil bli utviklet mer eller mindre i takt med den tekniske utviklingen.

IPPC-direktivet har i betydelig grad endret rettsstillingen i EØS-landene, og for å konkretisere hva som ifølge direktivet er BAT for gasskraftverk og andre store forbrenningsanlegg, ble det som kjent i 2000 etablert en arbeidsgruppe i regi av EU-kommisjonen for å utarbeide et BAT-referanse-dokument. Arbeidet er ment å oppfylle forutsetningen i direktivets artikkel 16 om utveksling av opplysninger mellom statene og de berørte industrier om best tilgjengelige teknikker. Ifølge SFTs brev til MD 28. september 2000, vil det «tidligst i 2002» være klart hvilke BAT-krav som vil gjelde for gasskraftverk. Gruppen hadde pr. oktober 2000 kun hatt ett møte som avdekket stor uenighet. Anslaget om at dokumentet tidligst er klart i 2002 synes derfor noe optimistisk. Og uansett kan en ikke allerede nå si noe sikkert om hvilke BAT-krav for CO₂-utslipp fra gasskraftverk som vil gjelde fra 2003/2004, dvs. fra det tidspunkt norske gasskraftverk tidligst vil være i drift.

Det kan ikke utelukkes at det kan bli aktuelt å kreve reduserte utslipp av CO₂ fra gasskraftverk. Dette vil i alle fall være aktuelt når de utviklede teknikkene kan anvendes «på økonomisk og teknisk mulige vilkår», jf. BAT-definisjonen i artikkel 2 (11). Det er også grunn til å minne om at artikkel 9 (4) ikke nødvendigvis legger opp til at det skal settes en felles BAT-standard for hele EØS-området. Det kan settes strengere krav i land og områder med naturgitte og økonomiske forutsetninger for å ta i bruk nye teknikker, enn der de samme forutsetningene ikke eksisterer.

Dette er særlig aktuelt for norske gasskraftverk fordi Norge har de nevnte forutsetningene og flere norske selskaper har utviklet/utvikler teknologier for «CO₂-frie» gasskraftverk. SFTs krav til Naturkraft fra januar 1999 om en 90 %’s reduksjon av CO₂-utslippene, var da også basert på at Norsk Hydro i april 1998 hadde lansert planer om å bygge gasskraftverk med en slik reduksjon.

Hadde norske myndigheter fastholdt dette kravet og satt et tilsvarende krav til IMN, kunne en overfor EU fremholdt at en anså teknologier som kan møte et krav om 90 %’s reduksjon av CO₂-utslippene som BAT. Dermed ville man ha kunnet være en pådriver for teknologiutvikling og en så god BAT-standard som mulig. Denne muligheten har man imidlertid oppgitt og i stedet lagt seg på et nivå som er «vanlig» i land som mangler Norges forutsetninger for å realisere «CO₂-frie» gasskraftverk. Denne defensive holdningen harmonerer dårlig med IPPC-direktivets formål.

3.2.8 Undersøkelse av europeisk praksis

SFTs utslippstillatelse til Industrikraft Midt Norge er altså basert på at de løsningene som er utviklet eller er under utvikling i regi av hhv. Norsk Hydro, Aker Maritime og Kværner, ikke kan «defineres som BAT for CO₂-utslipp fra gasskraftverk per i dag iht EUs IPPC-direktiv». Når dette er lagt til grunn synes en imidlertid å ha oversett at det kan følge av direktivet at det må stilles strengere BAT-krav for norske gasskraftverk enn det som vil gjelde ellers i Europa.

EØS-landene hadde dessuten frist til 30. oktober 1999 med å gjennomføre IPPC-direktivet. Etter det Bellona kjenner til, er utslippskravene for de europeiske gasskraftverkene som i dag er i drift, fastsatt før direktivet ble gjennomført i landenes interne rett. Kravene gir derfor liten veiledning med hensyn til å avklare hvilke krav som vil gjelde for europeiske gasskraftverk som blir konsesjonsbehandlet etter direktivet, jf. det som er sagt foran om BAT-standardens dynamikk. I sin uttalelse 6. mars 2000 (s. 13-14) framholder da også Lovavdelingen at vedtak om utslippstillatelser for gasskraftverk «må vurderes i forhold til direktivets krav, og at praksis i EØS-statene før 30. oktober 1999 er uten betydning hvis den ikke oppfyller direktivets krav». Det er dermed ikke EØS-statenes praksis inntil nå, men praksis i årene som kommer som i første rekke er av interesse.

SFTs vedtak og underlagsmaterialet for dette, bl.a. brevet til MD 28. september 2000, viser imidlertid at en primært har vurdert hva som hittil har vært europeisk praksis. Det heter bl.a. (s. 3) at en «ikke er kjent med at det stilles spesifikke krav til og reduksjon av CO₂-utslipp ved etablering av gasskraftverk i Europa i dag» (vår understrekning). Dette er i likhet med den tilsvarende uttalelsen fra stortingsflertallets i Innst. S. nr. 122 (1999-2000), kun en konstatering av en tilstand som har vedvart fram til nå. En slik konstatering har begrenset verdi i forhold til å avklare hvilke krav som vil bli stilt dersom disse landene får nye søknader om utslipp fra gasskraftverk til behandling.

Også utsagnet i MDs omgjøringsvedtak til fordel for Naturkraft 6. oktober 2000 om at europeiske myndigheter pr. i dag ikke anser det «som aktuelt å sette direkte rensekrav eller utslippsgrenser for CO₂«, må ses i lys av at disse myndighetene ikke har noen søknader til behandling. Direktivet forutsetter at det skal settes utslippsgrenser for forurensende stoffer og dette omfatter også CO₂. Uttalelsen om det ikke anses som aktuelt å sette utslippsgrenser for CO₂, bærer dermed preg av at det snakkes om hva som hittil har vært (u)aktuelt, og ikke om hva som vil bli aktuelt i framtiden.

Et spørsmål til andre lands myndigheter om de vil sette utslippskrav for CO₂ dersom de skulle få nye saker til behandling, er dessuten så hypotetisk at de svarene man får må tillegges liten vekt. Det er først når nye konsesjonssøknader er under behandling at disse myndighetene vil ha en begrunnet oppfatning av hvilke krav det er aktuelt å stille. Hadde noen i 1997 spurt SFT om det var aktuelt å kreve reduserte CO₂-utslipp fra norske gasskraftverk, ville etaten ha svart benektende, men ikke desto mindre ble det i januar 1999 krevd at Naturkraft måtte redusere utslippene med 90 %. Dette viser at de svarene som er innhentet fra myndighetene i noen europeiske land om at det ikke er aktuelt for disse å kreve reduserte CO₂-utslipp fra framtidige konsesjonssøkere for gasskraftverk, gir liten veiledning med hensyn til hvilke krav som faktisk vil bli stilt i disse landene når en eventuell søknad foreligger.

Hvilke BAT-krav som vil gjelde for europeiske gasskraftverk vil dessuten ikke være kjent før EU-arbeidsgruppen har fullført sitt arbeid. Denne har kun hatt ett møte og vil «tidligst» være ferdig i 2002. Det kan derfor ikke utelukkes at det med grunnlag i den tekniske utviklingen vil bli fastsatt BAT-standarder for gasskraftverk som forutsetter rensing av CO₂, og heller ikke at det med grunnlag i Norges forutsetninger og bestemmelsen i artikkel 9 (4) vil bli stilt strengere BAT-krav for nye gasskraftverk i Norge enn for nye gasskraftverk i andre europeiske land.

Det ville derfor åpenbart ha vært mest fornuftig og også juridisk tryggest å avvente behandlingen av de norske søknadene inntil det foreligger mer konkrete holdepunkter for hvilke BAT-krav man har å forholde seg til. SFTs vedtak synes etter dette både å være basert på en tvilsom tolkning av IPPC-direktivet, jf. ovenfor, og på en mangelfull undersøkelse av praksis i EØS-landene.

Er vedtaket i strid med IPPC-direktivet lider det av en innholdsmangel ved at SFT har overskredet sin kompetanse. Stortingsvedtaket må tolkes slik at det gjelder innenfor direktivets rammer og MDs retningslinjer har ikke utvidet SFTs kompetanse i forhold til det som følger av gjeldende rett. SFT har dessuten ikke oppfylt utredningsplikten etter forvaltningsloven § 17.

3.2.9 Oppsummering

Det er i drøftelsen ovenfor bl.a. påvist at:

• • Skal IPPC-direktivets formål realiseres må det praktiseres slik at det utvikles ny teknologi som kan bidra til en stadig økende reduksjon av utslippene og en tilsvarende bedre beskyttelse av miljøet;

• • Direktivets formål er et vektig tolkningsmoment i avklaringen av hvilke konkrete forpliktelser det pålegger statene;

• • Artikkel 3 og 9 (4) tolket i lys av direktivets formål, tilsier at det vil måtte stilles strengere BAT-krav for CO₂-utslipp fra norske gasskraftverk enn det som er «vanlig» i Europa;

• Stortingsvedtaket 9. mars 2000 må leses med den reservasjon at det forutsetter at norske myndigheter holder seg innenfor direktivets rammer også der dette krever strengere utslippskrav i Norge enn ellers i Europa, men en slik reservasjon er ikke lagt inn verken i departementets retningslinjer, eller i SFTs utslippsvedtak.

Disse momentene er ikke tilstrekkelig vektlagt i den vurderingen som ligger til grunn for utslippsvedtaket for CO₂. I stedet har SFT kun lagt vekt på departementets retningslinjer. Selv om disse for så vidt er en instruks til forvaltningen, må også statens folkerettslige forpliktelser anses som en instruks til forvaltningen i den forstand at forvaltningen plikter å holde seg innenfor folkerettens rammer. I et tilfelle som det foreliggende tilsier presumsjonsprinsippet (norsk rett presumeres å samsvare med folkeretten) at den internrettslige instruksen må tolkes innskrenkende i lys av folkeretten. Dette må i alle fall gjelde når det følger mer eller mindre klart allerede av Stortingets vedtak 9. mars 2000 at dette må leses med en slik reservasjon for øyet, jf. punkt 3.2.6.

Utslippsvedtaket for CO₂ tar ikke tilstrekkelig høyde for at BAT-kravet er en dynamisk rettslig standard hvis innhold vil endre seg i takt med den tekniske utviklingen, eller for at direktivet åpner for differensierte BAT-krav. Dessuten synes den foretatte undersøkelsen av europeisk praksis å være mangelfull. Dette gir grunnlag for å hevde at vedtaket lider av både tilblivelsesmangler og innholdsmangler, og at det dermed må oppheves – i alle fall i sin nåværende form.

Det vises ellers til drøftelsen i punkt 2 ovenfor der det er lagt til grunn at også kravene til NO_x-utslippet må anses som ugyldige og oppheves i sin nåværende form. Det må erkjennes at utslippsgrensen på 370 tonn er basert på BAT slik at det ikke lenger er rom for tredjemannsløsninger. Alternativt kan det fastsettes en strengere grense enn 370 tonn, der differansen mellom den strengere grensen og 370 tonn kan kompenseres med slike løsninger.

Vennlig Hilsen
Jon Gauslaa

Vedlegg:

• Kommentarer til Konsekvensutredningen for etablering av gasskraftverk på Skogn, Notat 15. oktober 1999

• Høringsuttalelsen angående begjæring fra Naturkraft om omgjøring av utslippstillatelser – miljøfaglig del, 29. august 2000