Statens Forurensningstilsyn
Postboks 8100 Dep,
0032 Oslo
Reference: Deres ref. 2002/1169 408/2003-003

Klage på utslippstillatelsen til energianlegget i Snøhvit LNG

Det vises til vedtak fra Statens Forurensningstilsyn (SFT) 23. juni 2003 hvor det gis utslippstillatelse til energianlegget i Snøhvit LNG. Miljøstiftelsen Bellona vil med dette påklage vedtaket i medhold av forvaltningsloven § 28, 1. ledd.

1 Bakgrunn
Statoil søkte 27.11.02 om utslippstillatelse for Snøhvit LNG. Statoil ba også om å få ferdigbehandlet søknaden innen utgangen av juni 2003. SFT gir Statoil utslippstillatelse for den delen av utslippsøknaden som omfatter energianlegget 23. juni 2003.

Statoil søkte om utslipp av 780 tonn NO_x (basert på 25 ppm i avgassen) og 920 000 tonn CO₂ per år. SFT har gitt Statoil tillatelse til utslipp av 920 000 tonn CO₂ og 156 tonn NO_x hvor deler av utslippskravet kan oppfylles ved såkalte tredjepartstiltak.

Bellona vil påklage utslippstillatelsen både med hensyn på CO₂ og NO_x.

2 Utslipp av CO₂
Utslippene av CO₂ fra Snøhvits energianlegg er store og vil alene øke Norges totale utslipp av denne klimagassen med omlag 2%. Bellona mener, som vi poengterte i høringsuttalelsen, at Statoil må pålegges CO₂ reduserende tiltak. Vi deler derfor ikke Statoils argumenter om at Melkøya/Snøhvit er et uegnet sted for CO₂ reduserende tiltak, tvert imot er dette et utmerket sted å begynne. For det første finnes det allerede infrastruktur for å deponere CO₂ i eget reservoar. Dette finnes fordi CO₂ i naturgassen må separeres fra av hensyn til nedkjølingen til LNG. Den fraseparerte CO₂-gassen pumpes til nødvendig trykk og tørkes før transport i en 160 km lang rørledning til injeksjon i et eget reservoar. Fraseparert CO₂ fra gasskraftverket kan koples til denne infrastrukturen. Statoil hevder at dette er mulig, men at det krever større anlegg og høyere kapasitet. Bellona mener derfor at anlegget må prosjekteres slik at CO₂ fra gasskraftverket kan deponeres sammen med annen CO₂. At Statoil velger å ikke dimensjonere anlegget for fremtidig CO₂-rensing av gasskraftverket viser at det ikke finnes vilje til å foreta denne typen rensing.

Et annet poeng er at dette er et nytt anlegg med de økonomiske og tekniske fordeler det har å implementere CO₂-fri teknologi med en gang. Statoil skriver i sin utslippsøknad at det er mulig å ettermontere renseanlegg for CO₂ og at det er delvis avsatt plass til dette på Melkøya. De hevder samtidig at ettermontering kan gi ekstrakostnader blant annet fordi varmt arbeide nær LNG anlegget kan nødvendiggjøre perioder med stans i anlegget. Ettermontering vil også som nevnt føre til at anlegget og rørledningen i forbindelse med deponeringen av gassen vil måtte bygges ut om dette ikke allerede gjøres nå.

Statoil mener at et renseanlegg på Melkøya vil måtte bestå av til dels fem renseanlegg fordi anlegget vil få fem separate eksoskilder. Bellona mener at det vil være mulig innenfor både økonomiske og tekniske rammer å samle de fem eksoskildene til én kilde for så å rense denne. SFT sier også i begrunnelsen for vedtaket at Statoil må bære merkostnadene ved rensing av fem turbiner, da de til tross for dyrere rensekostnader allikevel har valgt denne løsningen fremfor færre og større turbiner.

Bellona mener med bakgrunn i det ovennevnte at Statoil må pålegges CO₂-rensing av gasskraftverket på Melkøya. Det er også viktig at det blir benyttet uavhengige eksperter når klagen på utslippstillatelsen skal behandles slik at ikke all informasjon og vurderinger i saken utelukkende kommer fra søkeren selv slik tilfellet har vært så langt i prosessen.

4 Utslipp av NO_x
Bellona er svært tilfreds ved at SFT legger til grunn at det vil være både teknologisk og kostnadseffektivt å sette en utslippsgrense for NO_x tilsvarende 5 ppm i avgassen. Bellona stiller seg derimot svært skeptiske til at det åpnes opp for at deler av dette utslippskravet kan oppfylles gjennom tiltak hos en tredjepart, såkalt tredjepartstiltak.

4.1 Tredjepartstiltak tolket i lys av IPPC-direktivet (direktiv 96/61/EF)
Etter IPPC-direktivet (direktiv 96/91/EF) som er implementert i norsk rett, skal utslippstillatelser fastsettes på grunnlag av hva som anses som de beste tilgjengelige teknikker, BAT, se artikkel 9 nr. 4. SFT skriver da også i sin begrunnelse for vedtaket at nye anlegg skal installere og benytte BAT fra oppstarten av virksomheten.

4.1.1 Utgangspunktet om anvendelse av BAT på energianlegget
Det følger av IPPC-direktivet at det bare er i tilfeller der utslippsgrensene er strengere enn det som følger av BAT-prinsippet at det kan bli aktuelt med tredjepartstiltak.

Definisjonen av BAT i artikkel 2 nr. 11 er i denne sammenhengen av særlig interesse da ”tilgaengelig” defineres som:

”udviklet i en maalestok, der medfoerer, at den paagaeldende teknik kan anvendes i den relevante industrisektor (vår understrekning)….” [1]

Det ligger her ingen åpning for å redusere i andre sektorer, som skip, dersom dette går på bekostning av de konkrete BAT-kravene. Dette underbygges ytterligere av direktivets system med sektorvise ”BREF”-dokumenter, som utarbeides på basis av sektorinndelingen i direktivets bilag I, i regi av European IPPC Bureau for å veilede nasjonale myndigheter mht. hva som skal anses som BAT. Den integrerte beskyttelsen av naturelementene (jord, vann, luft) direktivet åpner for strekker seg ikke til også å fellesbehandle ulike forurensningssektorer. En fellesbehandling av sektorer vil tvert i mot motvirke formålet om utvikling av BAT innenfor hver sektor for å få best mulig teknologi og dermed minst mulig forurensning fra den enkelte forurenser. Å skyve ansvaret over på en annen sektor, vil være å ikke overholde den konkrete forpliktelsen sektoren er pålagt gjennom å omfattes av direktivet, jf. dets bilag I.

I punkt 1 i direktivets fortale heter det også at forurensning skal forebygges, begrenses og fjernes ”fortrinsvis ved kilden”.

Artiklene 4, 6, 8 og 12 underbygger også denne forståelsen, dessuten heter det i artikkel 18, 1 om grenseverdier for utslipp at de skal fastsettes for ”de kategorier af anlaeg, der er naevnt i bilag I”. Tolkningen støttes også av bilaget til Kommisjonens beslutning av 31. Mai 1999.[2]

Videre legger Lovavdelingens uttalelse av 15. mai 2000 og Miljøverndepartementets retningslinjer også til grunn at BAT-kravet må oppfylles i egen virksomhet. Det kan ytterligere vises til Hans Christian Bugge som skriver følgende om BAT[3]:

”I ”rendyrket” form er prinsippet uttrykk for en ”kildeorientert” forurensningspolitikk. Utgangspunktet for de kravene som skal settes, er hva som er teknisk mulig for den aktuelle virksomheten.”

Denne korte gjennomgangen viser at utslippsgrensene basert på BAT etter gjeldende rett utvilsomt må fastlegges for selve energianlegget. Direktivet sperrer for å redusere NO_x-utslippene andre steder når dette fører til at BAT ikke blir anvendt på det konkrete anlegget. Muligheten for tredjepartstiltak vil bare være åpen når det stilles strengere krav enn det som følger av BAT. Det helt sentrale spørsmålet blir etter dette hva som er BAT mht. renseteknologi for NO_x:

4.1.2 BAT i dette konkrete tilfellet – avgjørende for om deler av utslippskravet kan oppfylles gjennom tredjepartstiltak
SFT henviser i sin begrunnelse for vedtaket til 2. utkast av BAT-referansedokument (BREF) for store forbrenningsanlegg hvor utslippsnivået ligger i størrelsesorden 10-25 ppm. Videre i begrunnelsen hevdes det at det finnes tilgjengelig teknologi som kan bringe utslippene ned på et nivå under 5 ppm i avgassen. SFT ser det som kostnadseffektivt å bringe utslippene av NO_x fra Snøhvit ned i 5 ppm i forhold til Norges forpliktelser etter Gøteborg-protokollen.

I henhold til IPPC-direktivet skal det ikke fastsettes noen bestemt BAT-teknologi i konsesjoner, jf. artikkel 9 nr. 4. Dette er blant annet bygget på BAT-begrepets dynamiske karakter. I dette tilfellet vil imidlertid den konkrete BAT-teknologien avgjøre om det er adgang for SFT å tillate Statoil å innfri deler av utslippskravet gjennom tredjepartstiltak.

I desember 2001 ble ”Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and gas refineries” ferdigstilt. Under ”Scope” på s. 3 heter det:

”This document addresses the mineral oil refining industry as well as the natural gas plants.”

Dokumentet må etter Bellonas syn få anvendelse når det nå skal tas stilling til hvorvidt deler av utslippskravet fra energianlegget kan oppfylles gjennom tredjepartstiltak, og vurderingen av kravene som skal stilles til anlegget må ta utgangspunkt i hva som kan utledes herfra. Disse såkalte ”BREF”-dokumentene er veiledende og har ingen formell rettslig status, men utarbeidelsen – blant annet basert på en bredt sammensatt ”Technical Working Group” – gjør at de reelt sett likevel vil ha stor betydning når nasjonale myndigheter, derunder SFT, skal fastsette BAT-krav.

Punkt 4.10.4 behandler ulike teknikker for reduksjon av NO_x-utslipp.[4] Under 4.10.4.7 heter det om SCR-teknologien:

”The NO_x-reduction is about 94% and the ammonia slip well below 5 ppm.”

En NO_x-reduksjon på 94% vil kunne redusere utslippene fra et nivå på 25 ppm til godt under 5 ppm.

Teknologien synes tilstrekkelig utprøvet (se om ”Example plant(s)” i samme punkt) og kostnadene synes også overkommelige.

Bellona vil også hevde at SCONOx-teknologien som drøftes i dokumentets 4.10.4.9 må anses som BAT. Denne kan klare utslipp rundt 2 ppm. Selv om erfaringsgrunnlaget her er noe spinklere (blant annet fra USA), bør potensialet veie tyngst. Særlig sett i lys av Norges anstrengte forhold til Göteborg-protokollen, synes det forsvarlig å hevde at dette er BAT. Kostnadene kan heller ikke her veie opp for miljøhensynet.

Andre teknikker som drøftes i BREF-dokumentet må selvfølgelig også tas i betraktning (jf. direktivets artikkel 11 og fortalens punkt 20).

BREF-dokumentets drøftelser må uansett anses som mer enn tilstrekkelig til å fastlegge et BAT-krav til energianlegget som ikke gir noe rom utover utslippskravet SFT har oppstilt på 5 ppm – og dermed ikke noe rom for tredjepartstiltak. De aktuelle teknikkene som behandles er iht. vurderingene i BREF-dokumentet både tilgjengelige og mulig å oppfylle teknisk og økonomisk, jf. IPPC-direktivets artikkel 2 nr. 11.

SFTs utslippskrav om 5 ppm er ikke for strengt basert på hva som må anses som BAT. SFT uttalte også i brev av 7. mars 2000 at det allerede da var en kommersielt tilgjengelig teknikk (SCONO_x) som kunne møte utslippskrav på 5 ppm. Dette utsagnet kan ihvertfall ikke ha mindre gyldighet over tre år etter, nå også i lys av det mellomkommende BREF-dokumentet.

Det grunnleggende problemet er derimot at tillatelsen på bakgrunn av BAT ikke gir det rommet for reduksjon fra andre kilder som det synes lagt opp til. SFT måtte da satt en enda lavere utslippsgrense.

5 Forholdet til Sofia-protokollen[5] og Göteborg-protokollen[6]
Sofia- og Göteborg-protokollene har sitt utspring i konvensjonen om langtransportert forurensning,[7] og inneholder konkrete forpliktelser om utslippsreduksjoner hos de ratifiserende parter. I forbindelse med Statoils søknad er særlig takene for NO_x-utslipp av interesse.

5.1 Sofia-protokollen
Sofia-protokollen ble ratifisert av Norge 11. oktober 1989 og trådte i kraft 14. februar 1991. Protokollen krever at Norge skal stabilisere NO_x-utslippene under 1987-nivå fra og med 1994. Norge brøt forpliktelsen i tre år på rad – 1997, 1998 og 1999 – men overholdt den i 2000 og 2001.[8] Etter nedgangen på 7 prosent i 2000, steg imidlertid utslippene med 1 prosent i 2001. Dette viser at Norge til og med mht. den første protokollen om nitrogenoksider har et folkerettslig problem. Statistisk sentralbyrå betegner da også samme sted 2000 som et unntaksår. Utviklingen viser også at de til dels optimistiske prognosene uttrykt i SFTs rapport fra 1999[9] ikke holder (se f.eks. s. 2 og 8 som synes å bygge på antagelser om en jevn nedgang).

Det er verdt å merke seg at Norge er et av få land (blant de 25 som har ratifisert konvensjonen) som har hatt denne typen problemer i forhold til Sofia-protokollen i de senere år. UNECE (United Nations Economic Commission for Europe) opplyser at 19 av 25 land nå har stabilisert seg på protokollens forpliktelsesnivå.[10] Norge kan ikke være bekjent av å ha problemer i forhold til denne grunnleggende forpliktelsen, noe som må medføre at energianlegget på Snøhvit ikke får anledning til å unnlate å rense NO_x på utslippstedet.

5.2 Göteborg-protokollen
Göteborg-protokollen ble ratifisert av Norge 30. januar 2002. Den har ennå ikke trådt i kraft, men er likevel folkerettslig bindende for Norge gjennom ratifikasjonen.[11]

Protokollens artikkel 3 med henvisning til de angitte utslippstakene for hvert land i Annex II, oppstiller at Norge som ovenfor nevnt må redusere NO_x-utslippene til 156.000 tonn innen 2010, altså med 31 prosent i forhold til utgangen av 2001. Dette er så betydelig at alle mulige reduksjonsmuligheter må trekkes inn. Et energianlegg som det som skal settes opp på Snøhvit må selvstendig pålegges renseteknologi hvis reduksjonsmålet skal være realistisk. Tiltak i skipsfarten, der det er et betydelig reduksjonspotensiale,[12] må komme i tillegg. Norge har bare 7 år igjen på å klare forpliktelsen, og vage antydninger om sannsynlig fremtidig reduksjon holder overhodet ikke her. Målsetningen ved tredjepartsløsninger – at løsningene skal føre til et minst like lavt utslipp – er langt fra tilstrekkelig for å nå Göteborg-forpliktelsene. Det nåværende utilstrekkelige målet (utslippskravet) må ses i lys av tilgjengelig teknikk (se ovenfor i 2.2).

Göteborg-protokollen inneholder i artikkel 9 regler om ”Compliance”; en komité skal sørge for at forholdet til hvert lands forpliktelser blir gjennomgått og evaluert jevnlig. Brudd på forpliktelsene vil derfor synliggjøres innen protokollens eget system.

5.3 Oppsummerende om forholdet til disse folkerettslige forpliktelsene
Gjennomgangen ovenfor viser at det står i strid med utviklingen som er nødvendig for å nå Göteborg-protokollens forpliktelser, og det fortløpende forholdet til Sofia-protokollen, å åpne for tillate tiltak som ikke fører til at de samlede NO_x-utslippene går ned.

Forholdet til de folkerettslige forpliktelsene vil i alle tilfeller være av betydning for utøvelsen av det skjønn Miljøverndepartementet nå skal utøve i medhold av forurensningslovens § 11. Se i denne forbindelse Justisdepartementets lovavdeling som i uttalelse av 6. Mars 2000[13] påpeker:

”Mye taler for at ratifikasjon av en folkerettslig forpliktelse må ses som en instruks til forvaltningen.”

Lovavdelingen antyder også at forpliktelsene kan ha betydning for forvaltningens utredningsplikt. Ved omtalen av Kyoto-protokollen samme sted antar lovavdelingen:

”at en eventuell tillatelse til betydelig utslipp av klimagasser forutsetter en forholdsvis konkret dokumentasjon av hvordan det nye utslippet – i lys av andre eksisterende utslipp – lar seg innordne i de internasjonale forpliktelser.”

Norges problematiske forhold til begge protokollene – Kyoto og Göteborg – må innebære at synspunktet kan ha gjennomslagskraft også mht. NO_x. Bellona vil derfor kreve at en eventuell godkjennelse av tredjepartstiltak ikke skjer før det er foretatt en bred vurdering av forholdet til Göteborg-protokollen. Det er i denne sammenheng nærliggende å kreve at Departementet i det minste venter på resultatene av arbeidet til den interdepartementale arbeidsgruppen som arbeider med en nasjonal plan for reduksjon av NO_x-utslipp.

Dette bør derfor på selvstendig grunnlag føre til at det ikke åpnes for utslippsreduksjoner ved hjelp av tredjepartstiltak i tillatelsen til Snøhvit. Uavhengig av de folkerettslige konsekvensene, er Bellona også av den oppfatning at Norge bør inneha en aktiv posisjon og tillegge de to protokollene betydelig vekt i vurderinger av denne typen.

6 Forholdet til direktiv 2001/81/EF
6.1 Direktivets relevans
Direktivet om ”National Emission Ceilings”, NEC, vil med all sannsynlighet bli norsk rett[14] i nærmeste fremtid. Direktivet må derfor tas i betraktning som en helt sentral del av det fremtidige rammeverket for hva SFT kan gi tillatelse til mht. NO_x-utslipp.

Det vil også være i samsvar med hensynet til forutberegnelighet for Statoil at det fra myndighetenes side tas tilbørlig hensyn til direktivet, man unngår da usikkerhet og ubehagelige overraskelser på et senere tidspunkt. En godkjennelse nå som medvirker til brudd på en EØS-forpliktelse senere vil også ramme Statoil og Snøhvitprosjektet.

6.2 Sammenhengen med Göteborg-protokollen og IPPC-direktivet[15]
NEC-direktivets fortale,[16] punkt 2, viser til at samtlige medlemsstater har undertegnet Göteborg-protokollen; denne legges til grunn som fundamentet for direktivet.

Utslippstakene i NEC-direktivet er i stor grad parallelle med Göteborg-protokollens krav (se direktivets bilag I), og det er også parallellitet mht. tid for oppnåelse av kravene (se artikkel 4). Artikkel 11 foreskriver videre samarbeid med UNECE, som administrerer Göteborg-protokollen, for å fremme det felles formålet. Og etter bilag III skal samme beregningsmetoder benyttes. NEC-direktivet kan derfor med rette betegnes som ”EUs Göteborg-protokoll”. Forskjellen er at man gjennom EØS-lovens § 2 har et enda tydeligere grunnlag dersom forpliktelsene ikke overholdes.

Berøringspunktene med IPPC-direktivet fortjener også et streif. BAT-kravene skal legges til grunn, se f.eks. punkt 19 i fortalen og artikkel 9. IPPC-direktivets anvendelsesområde skal ikke uthules.

Disse forbindelseslinjene viser den klare sammenhengen mellom de internasjonale regelverkene. Det vil være i strid med en entydig internasjonal, forpliktende tendens og ikke bidra aktivt til reduksjon av NO_x-utslipp – og det gjøres ikke ved å tillate at deler av utslippskravet oppfylles gjennom tredjepartstiltak.

6.3 Direktivets konkrete betydning
Norge er ikke gitt noe utslippstak iht. NEC-direktivets bilag I fordi direktivet ennå ikke er vedtatt tatt inn i norsk rett. Foreløpig er det bare EUs medlemsstater som har fått utslippsgrenser. En sammenligning mellom Göteborg-protokollen og NEC-direktivet på dette punktet avdekker imidlertid at det her i stor grad er sammenfall. Det er derfor ingen grunn til å tro at Norge vil få ”lettere” krav her.

En godkjennelse av tredjepartstiltak vil kunne stride mot NEC-direktivets formål (artikkel 1). Artikkel 6 oppstiller krav om nasjonale programmer for minst å overholde forpliktelsene. Igjen er det altså tale om minimumsforpliktelser; i dette ligger det en klar oppfordring til å gå lenger. Bellona er av den oppfatning at Norge bør gjøre dette – også.

Artikkel 15 setter fristen for gjennomføring av direktivet til 27. november 2002. Sammen med plikten til å utarbeide nasjonale programmer innen 1. oktober 2002 for oppnåelse av utslippskravene, viser dette at direktivet i høyeste grad er i funksjon. Bellona forutsetter at SFT forholder seg aktivt til denne prosessen.

NEC-direktivet inneholder også dynamiske elementer. Artiklene 6, 7, 8 og 10, blant annet om revidering, gjør at det ikke fremstår som utenkelig med en skjerping av kravene på sikt. Det vil i en slik sammenheng være svært lite fremsynt å unnlate å benytte muligheten til å pålegge energianlegget på Snøhvit BAT-renseteknologi på utslippstedet.

7 Andre innvendinger mot godkjennelse av tredjepartstiltakene
7.1 Tidsperspektivet: Kortsiktighet
Basert på Göteborg-protokollens krav må Norge frem mot 2010 redusere mer både i eksisterende sektorer og i nye sektorer. Å legge opp til at deler av nye utslippsøkninger kan reduseres gjennom a tredjepartstiltak slik som tilfellet er her vil derfor i beste fall være kortsiktig: Man kan innskrenke mulighetene for i nær fremtid å regulere utslipp fra skipssektoren i tillegg til gasskraftutslipp, og man risikerer også at man uansett vil bli nødt til å pålegge energianlegget på Snøhvit strengere krav. Forholdet til NEC-direktivet viser at de strengere NO_x-kravene vil bli en realitet med internrettslig rang over forurensningsloven. Myndighetene må derfor foreta en vurdering av om det virkelig er kostnadseffektivt å tillate tredjepartstiltak nå.

Grunnlovens § 110 b om at naturressursene skal disponeres ut fra en ”langsigtig (vår understrekning) og alsidig betraktning” står i direkte motstrid med en slik kortsiktighet, og det er udiskutabelt at § 110 b nettopp i et slikt tilfelle vil ha selvstendig betydning, som styrende for forvaltningens skjønnsutøvelse. Føre vár-prinsippet[17] støtter ytterligere opp om langsiktighet som et bærende element, særlig ved håndteringen av overgripende miljøproblemer av denne art. Etter vedlegg II til forskrift av 16. april 2002 nr. 362), skal det da også ved fastleggelsen av BAT ”tas hensyn til et tiltaks kostnad og fordeler og prinsipper om forsiktighet og forebygging.”

Fordelene ved å godkjenne avtalen, hensynet til økonomiske innsparelser for Snøvitanlegget, kan ikke veie opp for disse motargumentene. De konkrete økonomiske fordelene må uansett konkretiseres; Bellona kan ikke se at dette er gjort i vedtaket.

Godkjennelse av tredjepartstiltak vil innebære en uakseptabel kortsiktighet ved håndteringen av et langsiktig miljøproblem. Forholdet til Sofia- og Göteborg-protokollene viser at Norge trenger en helhetlig, langsiktig NO_x-strategi, ikke kortsiktige ”løsninger” basert på sak-til-sak-tilnærming. Miljøverndepartementet bør heller ikke på denne bakgrunn tillate tredjepartstiltak.

7.2 Nye forhold som svekker vekten til stortingsvedtaket av 9. mars 2000
Åpningen for tredjepartstiltak ble gitt av Stortinget gjennom vedtaket 9. mars 2000, basert på Innst.S.nr.122 (1999-2000), da flertallet instruerte forurensningsmyndigheten til å omgjøre utslippstillatelsene til selskapet Naturkraft. I tiden etter dette har imidlertid utviklingen i forholdet til de folkerettslige forpliktelsene (se ovenfor i 5) ført til at saken ikke står i samme stilling. Det vises til at stortingsflertallet la til grunn at det skal lages en helhetlig plan for hvordan utslippsreduksjonene skal nås. Når denne over tre år etter, med et vel så problematisk forhold til forpliktelsene, fortsatt ikke foreligger, må det kunne hevdes at deler av forutsetningene for vedtaket svikter.

I stortingsvedtaket gis det en åpning for at ”utslippsreduksjoner av NO_x kan søkes imøtekommet ved at søkerne påtar seg forpliktelser som innebærer NOx-reduserende tiltak i andre virksomheter” (Innst. S. nr. 122 for 1999-2000 s. 43). Den senere utviklingen og forholdet til IPPC-direktivet gjør at vedtaket må tolkes innskrenkende. Vedtaket er videre fattet et og et halvt år før NEC-direktivet ble vedtatt. Det kan ikke ha vært Stortingets mening å opptre i strid med Norges EØS-rettslige forpliktelser. Mht. Sofia- og Göteborg-protokollene kommer presumsjonsprinsippet til anvendelse.

7.3 Strid med forurenseren skal betale-prinsippet, jf. forurl. § 2 nr. 5
En åpning for tredjepartstiltak strider grunnleggende mot forurenseren skal betale-prinsippet, jf. blant annet forurl. § 2 nr. 5. Prinsippet om at forurenseren skal betale ligger også til grunn for IPPC-direktivet, se punkt 1 i direktivets fortale.

Miljøverndepartementet har i dette tilfellet en mulighet til prinsipielt å vise at de fulle kostnadene knyttet til reduksjon av NO_x-utslipp bør bæres av forurenseren. Å åpne for tredjepartsløsninger gir en miljømessig uheldig signaleffekt mht. det alvorlige forurensningsproblemet NO_x innebærer. Det åpnes på sett og vis for et gråmarked med salg av kvoter; hvor kostnadseffektivt er det i en miljøsammenheng, målt i forhold til at alle ressursene settes inn på reduksjon ved kilden for forurensningen? Man risikerer at forurensere tjener på forurensning istedenfor å betale. Spørsmålene knyttet til handel med utslippskvoter i disse tilfellene må utredes bedre.

7.4 Rettstekniske hensyn
Tredjepartsløsninger kompliserer håndhevingen av forurensningsloven: I tillegg til subjektet for utslippstillatelsen, bringes en tredjepart inn. Dette innebærer en omstendelig tilleggs- eller ekstrarunde i søknadsprosessen. Uavhengig av et tilsynelatende klart avtalegrunnlag, med ansvarsregler og kontrollmuligheter på plass, vil dette være kompliserende og lite hensiktsmessig, ikke minst ressursmessig, for forurensningsmyndigheten. Konstruksjonen bør slik sett ikke sanksjoneres av praktiske hensyn.

8 Oppsettende virkning
Bellona anmoder at vedtaket om å gi Statoil utslippstillatelse for CO₂ og NO_x ikke iverksettes før vår (og eventuelle andre) klage(r) er avgjort, jf. forvaltningsloven § 42. Vi vil i den forbindelse særlig vise til at saken gjelder et meget omfattende prosjekt, som vil ha store miljøkonsekvenser.

Hvilke vilkår som settes i utslippstillatelsen er avgjørende for hvilke investeringsbeslutninger Statoil skal ta. Ved ikke å gi klagen oppsettende virkning kan det medføre at Statoil gjør store investeringer i ikke-utslippsreduserende teknologi. Dette kan igjen stenge for en realitetsbehandling av våre og evt. andres innvendinger mot de utslippsløsninger som Statoil har valgt og som SFT i første omgang har godkjent. Dette kan skje fordi det da vil være investert så store summer i teknologi som stenger for ytterligere utslippsreduksjoner at Departementet ved klagebehandlingen er bundet til å godkjenne SFTs opprinnelige vedtak i saken. Således er det viktig at Statoil ikke innretter seg etter en adgang til å redusere NO_x-utslippene gjennom tredjepartstiltak før dette har fått sin juridiske avklaring.

Bellona mener at de ovenstående argumenter klart trekker i retning av at klagen bør gis oppsettende virkning i medhold av forvaltningsloven § 42.

9 Konklusjon
Drøftelsen ovenfor har vist at Departementet ikke bør godkjenne at gasskraftverket på Snøhvit ikke pålegges CO₂-rensing. Ei heller må deler av utslippsforpliktelsen for NO_x tillates oppfylt gjennom tredjepartstiltak. Å tillate tredjepartstiltak vil være i strid med både EØS-rettslige og øvrige folkerettslige forpliktelser som påhviler Norge. Som vist ovenfor i 7 taler også andre argumenter for at tredjepartstiltak ikke kan og ikke bør godkjennes.

Med vennlig hilsen
Christine Karlsen

Referanser:

1) Den offisielle danske teksten
2) 1999/391/EF
3) Hans Christian Bugge, Forurensningsansvaret, 1999, s. 316
4) Jf. punkt 4.17.5 får drøftelsene her også anvendelse på gassanlegg
5) The 1988 Sofia Protocol concerning the Control of Emissions of Nitrogen Oxides Transboundary Fluxes
6) The 1999 Gothenburg Protocol to Abate Acidification, Eutrophication and Ground Ozone
7) Convention on long-range transboundary air pollution (13.11.1979)
8) http://www.ssb.no/agassn/
9) Reduksjon av NO_x-utslipp i Norge – Tiltaksanalyse for målåret 2010, SFT juni 1999
10) http://www.unece.org.
11) Se f.eks. Ruud, Ulfstein, Fauchald, Utvalgte emner i folkerett, 1997, s. 50
12) Se f.eks. s. 3 i den omtalte SFT-rapporten fra 1999
13) Juridiske spørsmål vedrørende Innst.S.nr.122 (1999-2000) – gasskraft
14) Personlig meddelelse fra Europakommisjonens Peter Wicks; dette er også i tråd med konklusjonen fra EFTA-sekretariatet i et notat av 8. april 2002
15) Bruken av sammenhengsbetraktninger, plasseringen i det fellesskapsrettslige system m.v. fremheves tradisjonelt som et viktig element i EF-domstolens metodebruk, se f.eks. Finn Arnesen, Introduksjon til rettskildelæren i EF, 1995 på s. 31
16) Fortaler tillegges også betydelig vekt, se Arnesen op.cit. s. 46
17) Se om føre vár-prinsippet Bugge op.cit. s. 77 flg. med videre henvisninger