Energiverk Mongstad Melding med forslag til utredningsprogram

Transkript

1 Energiverk Mongstad Juni 2004

2 Energiverk Mongstad

3 2

4 FORORD Statoil har planer om å realisere prosjektet Energiverk Mongstad. Utviklingsprosjektet omfatter en gassrørledning fra Kollsnes til Mongstad, et kraftvarmeanlegg på Mongstad samt nødvendige ombygginger i raffineriet. Den foreliggende melding med forslag til inneholder informasjon om utbyggingstiltaket, samt et forslag til konsekvens. Søknader om anleggskonsesjon etter energiloven og utslippstillatelse etter forurensningsloven planlegges innsendt myndighetene høsten 2004, sammen med konsekvensutredningen. Energiverket planlegges satt i drift rundt årsskiftet 2007 /

5 4

6 Innhold 1 Innledning Formålet med prosjektet Energiverk Mongstad Eierforhold og operatørskap Lovverkets krav til konsekvensutredning / avgrensninger i meldingen Formålet med konsekvensutredningsprosessen Nødvendige tillatelser Saksbehandling og tidsplan Forholdet til offentlige planer Dagens situasjon for Trollanleggene/Kollsnes og anleggene på Mongstad Generelt Trollanleggene Dagens utslippsgrenser på Mongstad Videre utbygging på Mongstad Vestprosess fase II og EEISP Andre nye prosjekter Assosierte anlegg Energiverk Mongstad Bakgrunnen for tiltaket Null-alternativet Utbyggingsplanene for EVM CHP-anlegget Oppgradering av eksisterende anlegg Nødvendige infrastrukturtiltak: Naturgassforsyning og kraft-overføringsanlegg Integrasjonseffekter mellom raffineriet og energiverket Leveranser av elektrisitet Leveranser av elektrisitet til petroleumsvirksomheten i regionen Forholdet til regional og nasjonal elproduksjon og -forsyning Alternativer til etablering av Energiverk Mongstad Tidsplan for utbyggingen Kostnader Foreløpig oversikt over konsekvenser for miljø, naturressurser og samfunn Utslipp til luft Utslipp til sjø Støy Avfall Kulturminner, landskap, naturmiljø og friluftsliv Sikkerhet/risiko Virkninger for naturressurser Samfunnsmessige virkninger Behov for offentlige og private tiltak Utkast til konsekvens Prosjektbeskrivelse Konsekvenser for miljø- og naturressurser Utslipp til luft Utslipp til sjø Støy

7 5.2.4 Avfall Miljøoppfølgingsprogram Samfunn Leveranser av varer og tjenester Sysselsetting Skatt Konsekvenser for offentlig infrastruktur Forholdet til kraftforsyningssituasjonen Beredskap og ulykkesrisiko Overordnede miljø- og energispørsmål Referanser App A Forkortelser / navn og benevnelser etc

8 1 Innledning Statoil har planer om å realisere prosjektet Energiverk Mongstad (EVM). Utviklingsprosjektet omfatter disse tre delprosjektene: Ny gassrørledning fra Kollsnes til Mongstad Et kraftvarmeanlegg ( Combined Heat and Power = CHP) på Mongstad med en produksjonskapasitet på ca. 280 MW elektrisk kraft og ca. 350 MW varme. Nødvendige tilkoblinger til, og ombygginger i, raffineriet Samlet investering er beregnet til ca. 3 milliarder kroner (2003). 1.1 Formålet med prosjektet Energiverk Mongstad Drivkraften bak prosjektet er å forbedre Mongstad raffineriets konkurranseposisjon gjennom blant annet bedre energiutnyttelse, og å sikre videreutvikling av Mongstad som industristed og viktig arbeidsplass i regionen. Samtidig vil prosjektet styrke energiforsynings- og distribusjonssystemet i regionen ved at kraftvarmeverket bygges integrert med raffineriet og gassbehandlingsanleggene på Troll A og Kollsnes. Troll leverer naturgass gjennom rørledning og raffineriet leverer overskuddsgass til kraftvarmeverket for produksjon av elektrisitet til Troll og raffineriet, samtidig som produsert varme fra kraftvarmeverket benyttes i raffineriprosessene. For Mongstad-anleggene er denne tilknytningen til naturgass systemet på Kollsnes en vesentlig forutsetning for å kunne oppnå en mer effektiv og miljøvennlig energibruk i planlagt og fremtidig utvikling av raffineriet og de øvrige industrianleggene. Sammenligninger med andre raffinerier viser at en forbedring av energisituasjonen på lengre sikt vil være avgjørende for at produkter fra anleggene kan hevde seg i en internasjonal konkurransesituasjon. Lokal energiproduksjon i form av varme blir i dag utnyttet dårlig i raffineriet, og mye går til spille. Dette er det ikke mulig å gjøre noe med uten å utvikle annen virksomhet som i en symbiose med raffineriet kan utnytte varmen bedre. Energiverk Mongstad med et kraftvarmeanlegg knyttet sammen med raffineriet vil være en slik løsning. Noen hovedpunkt ved utviklingsprosjektet er: CHP-anlegget vil fungere som en felles energisentral/internt energianlegg for Trollanleggene på Kollsnes og for raffineriet med de øvrige industrianleggene på Mongstad. I all hovedsak vil den produserte elektrisitetsmengden bli direkte levert til forbruk på disse anleggene. Anlegget på Mongstad vil fordele installert produksjonskapasitet på ca 280 MW elektrisk effekt med ca 60 MW elektrisitet direkte til raffineriet, og resten til Troll-anleggene i bytte for gass. Energieffektiviteten i kraftvarmeanlegget ved fullt utnyttet kapasitet vil være høy % av energien i innfyrt brensel kan leveres som elektrisitet og som nyttbar varmeenergi. Dette er et resultat av at raffineriet har et stort varmebehov, spesielt for høytrykksdamp, som kan forsynes gjennom å utnytte energien i eksosvarmen fra gassturbinene. Energieffektiviteten i kraftvarmeanlegget ved oppstart beregnes å være rundt 70%, men vil økes når fremtidige anlegg gradvis knyttes til kraftvarmeanlegget og ved at det gjennomføres interne energieffektiviseringstiltak ved raffinerianleggene. Energiutnyttelsen kan ytterligere forbedres hvis det på senere tidspunkt bygges og tilknyttes anlegg som har behov for lavtrykkdamp og/eller annen lavtemperert energi. Elektrisitet er den dominerende energibærer for Troll-anleggene på Kollsnes, inkludert Troll A plattformen. Troll A plattformen er i dag den eneste offshore installasjonen som forsynes med strøm fra land. Over tid vil elektrisitetsbehovet på Troll/Kollsnes, som hovedsakelig går til kompresjon av gass, øke gradvis på grunn av lavere reservoartrykk i feltet og behov for større eksportkapasitet fra Kollsnes. En effektprognose viser at Troll- anleggene forventes å mer enn fordoble sitt eksisterende elektrisitetsforbruk frem mot Det økte elektrisitetsforbruket offshore og på land forventes dekket opp gjennom leveranser fra det nordiske elektrisitetsmarkedet. I dette markedet er Norge et underskuddsområde som dekkes opp med import fra Norden / Nord- Europa. Økt forbruk i denne størrelsesorden vil på kort og mellomlang sikt hovedsakelig måtte dekkes opp av økt fossilbasert elektrisitetsproduksjon. Ved at Troll-anleggene leverer naturgass til CHP-anlegget på Mongstad og henter 7

9 tilbake elektrisitet produsert i dette anlegget med høy virkningsgrad, vil dette sikre lave globale CO 2 -utslipp pr. kwh. Troll-anleggene sikres rett til elektrisk kraft fra Energiverket gjennom en leieprosesseringsavtale ( tollingavtale ), hvor Troll-eierne betaler en avgift for å få konvertert egen gass til elektrisitet i energiverket. Dette vil knytte Troll-eiernes elektrisitetskostnad til deres gassinntekter og dermed gi en naturlig prissikring. I dag er raffineriets egen fyrgass hovedenergikilden. Fyrgasstilgangen varierer noe, bl.a. med mengden og typen råstoff til raffineriet. Raffinerigassen som er et restprodukt fra raffineriprosessene brennes i dag i mange til dels lite effektive ovner og kjeler i raffineriet. Likevel er det til tider stort overskudd av gass som som så må brennes i fakkel. Ombygging av raffineriet til mer effektiv bruk av varmeenergien er ikke mulig uten at det etableres ny industri som kan nyttiggjøre denne overskuddsenergien. Mongstad energiverk er et slik prosjekt. Energiverket skal gi en høy grad av fleksibilitet for Mongstadraffineriet gjennom at fremtidige leveranser av varmeenergi kan tilpasses til det behovet som nye anlegg vil kreve. Uten CHP-anlegg vil et eventuelt fyrgassoverskudd måtte forbrennes med en lavere virkningsgrad i raffineriet, og i en underskuddsituasjon vil alternativet være å brenne LPG eller fyringsolje. Etter at energiverket blir satt i drift kan bruken av fyrgass balanseres mot import av naturgass og/eller økt produksjon av elektrisitet. Installert produksjonskapasitet for elektrisk kraft i CHP-anlegget på Mongstad vil være lavere enn planlagt samlet behov for Kollsnes og Mongstad ved oppstart av anlegget. Elektrisitetsproduksjonen i energiverket vil også bidra til å avlaste kraftledningene som knytter Bergensregionen til sentralnettet. Forsyningssituasjonen i denne regionen er i dag utsatt i perioder med knapphet på elektrisk kraft på grunn av flaskehalser i forsyningsnettet. Med et forventet økende elektrisitetsforbruk i regionen pga Trollanleggene samt i alminnelig forbruk, vil denne situasjonen over tid forverres og tiltak må iverksettes. Alternativene for å bedre situasjonen på lang sikt er økt elektrisitetsproduksjon nær forbruket eller utbygging av nye 300/420 kv kraftlinjer mellom Bergensregionen og sentralnettet. Tilgang på naturgass i Nordhordland /Mongstad, samt eventuell distribusjon av overskuddsenergi fra Mongstad (for eksempel i form av fjernvarme), vil kunne åpne for nye industrielle muligheter på industriområdet nær raffineriet, og i de øvrige nærområdene i Lindås og Austrheim kommuner. Etablering av energiverket ihht. basiskonseptet skal ikke medføre vesentlig økning av de samlede NOx- utslippene på Mongstad. Som en viktig del av prosjektutviklingen vil det vurderes hvordan CHP-anlegget kan bidra til at NOxutslippsreduserende tiltak i de eksisterende og fremtidige anlegg på Mongstad best kan realiseres. 1.2 Eierforhold og operatørskap Dagens anlegg på Mongstad og Kollsnes har følgende eierstruktur: Mongstad Refining DA: Statoil ASA 79 % A/S Norske Shell 21 % Mongstad Terminal DA: Statoil ASA 65 % Petoro AS 35 % Vestprosess DA: Statoil ASA 17 % Petoro AS 41 % Norsk Hydro produksjon a.s 17 % Mobil Exploration Norway Inc 10 % A/S Norske Shell 8 % TOTAL E&P Norge AS 5 % ConocoPhillips Norge 2 % Eiere i Troll-lisensen: Statoil ASA 20, % Petoro AS 56, % Norsk Hydro Produksjon a.s 9, % A/S Norske Shell 8, % Total E&P Norge AS 3, % ConocoPhillips Norge 1, % Troll- anleggene på Kollsnes (Kollsnes gassbehandlingsanlegg) eies av Gassled, mens Gassco er operatør på vegne av eierne. Gassled er gruppen av selskaper som eier infrastrukturen for gasstransport i rør fra norsk sokkel. Gassco er det statlig eide selskapet som driver anleggene til Gassled. Statoil er fra 1. februar

10 utpekt av Gassco som teknisk operatør for anlegget på Kollsnes. Statoil ASA er operatør for raffineriet og de øvrige anleggene på Mongstad. Det planlegges etablert et eget selskap som skal eie og drive CHP-anlegget. Eierforhold og struktur i dette selskapet er foreløpig ikke endelig avklart. Statoil ASA vil være ansvarlig for hele utbyggingsprosjektet Energiverk Mongstad som i tillegg til CHP-anlegget og tilhørende ombygginger i raffineriet også inkluderer gassrørledningen mellom Kollsnes og Mongstad. Endelig eierstruktur for rørledningen er foreløpig ikke endelig avklart. 1.3 Lovverkets krav til konsekvensutredning / avgrensninger i meldingen Forskrift om konsekvensutredninger i henhold til plan- og bygningsloven, fastsatt ved kongelig resolusjon , fastslår at visse typer tiltak som er angitt i vedlegg I til forskriften alltid skal meldes og konsekvensutredes. Lovens 33-5 bestemmer at en konsekvensutredning skal gjennomføres på grunnlag av et fastsatt. Bygging av CHP-anlegget inkl. nødvendig oppgradering av raffineriinstallasjonene faller inn under tiltak listet i vedlegg I, pkt 1.5 i forskriften. Disse anleggene skal dermed meldes og konsekvensutredes i henhold til plan- og bygningslovens bestemmelser, og godkjent oppfylt utredningsplikt skal ligge til grunn for nødvendige planvedtak etter plan- og bygningsloven og for godkjenning ihht. energiloven og forurensningsloven. Gjennomføring av EVM-prosjektet forutsetter naturgassforsyning til Mongstad gjennom en ny gassrørledning fra Kollsnes. Tiltaket behandles ihht. naturgasslovens bestemmelser. Rørledningen i sjø vil i hovedsak følge en trasé som tidligere har vært utredet i forbindelse med Vestprosess- prosjektet. Det vil derfor fremmes en søknad til Olje- og energidepartementet om godkjenning av oppfylt utredningsplikt på basis av eksisterende informasjon/ konsekvensutredninger. For rørledningen over land ut fra Kollsnes vil det i tillegg bli avklart med Øygarden kommune om det foreligger et separat behov for konsekvensutredninger ihht. plan- og bygningslovens Informasjon om rørprosjektet vil bli inkludert i konsekvensutredningen for Mongstad-delen av EVM-prosjektet i den grad dette er nødvendig for å belyse sammenhengen mellom delprosjektene. Foreløpige analyser av overføringskapasiteten i kraftlinjenettet i regionen indikerer at det ikke er nødvendig å etablere nye kraftoverføringsanlegg som følge av Energiverk Mongstad. Behovet for forsterkninger i linjenettet og den formelle behandlingen av dette vil imidlertid bli nærmere vurdert i samarbeid med netteier i den videre prosjekteringsfasen. Dersom det skulle bli aktuelt med tiltak som krever tillatelser ihht. energiloven, vil søknader eventuelt bli fremmet på vanlig måte av BKK-Nett AS som netteier. 1.4 Formålet med konsekvensutredningsprosessen Konsekvensutredningen er en integrert del av planleggingen av større utbyggingsprosjekt. Utredningen skal sikre at forhold knyttet til miljø, samfunn og naturressurser blir inkludert i planarbeidet på linje med tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige forhold. Konsekvensutredningen skal være med på å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og den eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre offentligheten informasjon om prosjektet, og gi omgivelsene grunnlag til å påvirke utformingen av prosjektet. Meldingen skal beskrive det planlagte anlegget, aktuelle alternative løsninger samt gi en foreløpig vurdering av alle relevante konsekvenser knyttet til virkninger på miljø, naturressurser og samfunn. Meldingen skal videre inneholde et forslag til det met som skal legges til grunn for konsekvensutredningen. 1.5 Nødvendige tillatelser Energiverket krever konsesjon etter energilovens 3-1. Foreliggende melding dekker derfor de krav som stilles i hhv. energiloven 2-1 og forskrift om produksjon, omforming, overføring, omsetning og fordeling av energi 2-1 og

11 Energiverket medfører behov for en fornyelse / utvidelse av rammevilkår i Statoil Mongstads gjeldende utslippstillatelse ihht. forurensningsloven. Meldingen er utarbeidet for også å dekke behovet for forhåndsmelding i henhold til forurensningsloven 13. Olje- og energidepartementet vil vurdere nærmere om den tette energiintegrasjonen mellom energiverket og anleggene på Kollsnes og på Mongstad medfører at prosjektet skal behandles etter petroleumslovens bestemmelser. Rørledningen mellom Kollsnes og Mongstad, samt tilknytningen til Kollsnes gassbehandlingsanlegg krever konsesjon ihht. naturgassloven. Petroleumstilsynet vil være den sentrale myndighet mht søknader knyttet til arbeidsmiljøloven og lovgivning vedr. brann- og eksplosjonsvern. Tabell 1.1 gir en oversikt over sentrale tillatelser og myndigheter for prosjektet. Behovet for å innhente eventuelle andre tillatelser enn de som er nevnt her, vil bli avklart i den videre planprosessen og gjennom behandlingen av konsekvensutredningen. Tabell 1.1 Oversikt over sentrale tillatelser og myndigheter for prosjektet Tillatelser Myndighet Søknader iht petroleums- og/eller naturgasslovens Olje- og energidepartementet (OED) bestemmelser Godkjenning av konsekvensutredning/oppfylt Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) utredningsplikt etter plan- og bygningsloven. Anleggskonsesjon etter energiloven Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) Utslippstillatelse etter forurensningsloven Statens forurensningstilsyn (SFT) Byggetillatelse i henhold til plan- og bygningsloven Lindås/Austrheim kommuner Forhåndsgodkjenning av bygge- og Petroleumstilsynet (Ptil) anleggsvirksomhet etter arbeidsmiljøloven. Samtykke til oppføring av bygning etc. i henhold til Petroleumstilsynet (Ptil) arbeidsmiljøloven. Godkjenning av anleggene i henhold til lovgivning om Petroleumstilsynet (Ptil) brann- og eksplosjonsvern Godkjenning av anleggene ihht. storulykkeforskriften Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) 1.6 Saksbehandling og tidsplan Etter plan- og bygningslovens bestemmelser er Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) ansvarlig myndighet for konsekvensutredningsprosessen for kraftvarmeanlegget med tilhørende anlegg i raffineriet på Mongstad. Melding med forslag til oversendes NVE til behandling. Meldingen blir distribuert til relevante høringsinstanser for innhenting av uttalelser fra disse. Når høringsrunden er gjennomført vil NVE, etter at forslag til har vært forelagt Miljøverndepartementet, fastsette endelig for konsekvensutredningen. Tilsvarende vil konsekvensutredningen bli oversendt NVE til behandling. Konsekvensutredningen vil bli distribuert til høringsinstansene for innhenting av uttalelser. NVE vil forestå den videre behandlingen av konsekvensutredningen og de innkomne høringsuttalelsene, og deretter ta stilling til om utredningsplikten kan anses oppfylt. Parallelt med konsekvensutredningen vil det utarbeides søknader iht. energilov og forurensningslov. Hvis tiltaket også skal behandles etter petroleumslovens bestemmelser innebærer dette innsendelse av en plan for anlegg og drift (PAD) til behandling i Olje- og energidepartementet. Konsekvensutredningen (KU) er her en integrert del av denne planen. OED vil se til at saksbehandling knyttet til rørledningsprosjektet samordnes med planprosessene for anleggene på Mongstad. Når konsekvensutredningen er godkjent kan NVE tildele anleggskonsesjon iht. energiloven. Godkjent konsekvensutredning er videre en forutsetning for at utslippstillatelse kan gis av Statens Forurensningstilsyn (SFT), samt for nødvendige tillatelser for bygging ihht. plan- og bygningsloven. 10

12 Tabell 1.2 gir en grov oversikt over planprosessen knyttet til konsekvensutredning, konsesjonssøknad og søknad om utvidet utslippstillatelse for prosjektet Energiverk Mongstad. Tabell 1.2: De viktigste plandokumenter og planprosessen Søknad/dokument og prosess Tid Innsending av melding med forslag til Juni 2004 Høring av melding/ August september 2004 Godkjent Oktober 2004 Innlevering av KU, søknad om anleggskonsesjon og utslippssøknad November 2004 (søknad om utvidet utslippstillatelse for Statoil Mongstad) Høring av KU, søknad om anleggskonsesjon, utslippssøknad Avgjørelser mht. tildeling av nødvendige konsesjoner / tillatelser Høsten Forholdet til offentlige planer CHP-anlegget planlegges lokalisert like sør for eksisterende raffineri på Mongstad, og innenfor områder som allerede er regulert til industriformål. Det vil derfor ikke være behov for endringer i reguleringsplaner eller andre offentlige planer for området. 11

13 2 Dagens situasjon for Trollanleggene/Kollsnes og anleggene på Mongstad 2.1 Generelt Behandlingsanlegget for gass fra Troll-feltet ligger på Kollsnes i Øygarden kommune Hordaland fylke. Mongstad-anlegget ligger i kommunene Lindås og Austrheim i Nordhordland, jfr. figur 2.1. Anleggene er direkte sammenknyttet gjennom Vestprosessrørledningen som transporterer kondensat/ngl fra Kollsnes og Sture til behandling i Vestprosessanleggene på Mongstad. I det følgende gis en kort beskrivelse av dagens virksomhet ved anleggene sammen med de utvidelser av anleggene som planlegges. Statfjord Kvitebjørn Gullfaks Oseberg Sogn Troll Mongstad Sture Kollsnes Bergen Figur 2.1 Lokalisering av Kollsnes, Mongstad og Troll-feltet. 2.2 Trollanleggene Kollsnes gassbehandlingsanlegg med Troll A- plattformen har vært i drift siden Anlegget har kapasitet til å behandle inntil 120 millioner Sm 3 med gass og fat med kondensat pr. dag, og som mottas i rørledninger fra Troll A-plattformen på Troll Øst. I behandlingsprosessen på Kollsnes blir gassen tørket og komprimert før den transporteres i rørledning til Sleipner stigerørsplattform og Draupner-plattformene. Fra disse plattformene blir gassen transportert i rørsystemene videre til kontinentet. Gjennom Vestprosess er Kollsnes-anlegget knyttet til oljeraffineriet på Mongstad med rørledning for våtgass og kondensat. Troll gassanlegg leverer fra 1999 gass i rørledning til Naturgass Vest s anlegg i Kollsnes Næringspark i Øygarden. Kollsnes gassbehandlingsanlegg og Troll A- plattformen er fullt elektrifisert, og anleggene forsynes med elektrisk kraft via det eksisterende regionale kraftforsyningssystemet som er bygget ut til dette formålet. Kollsnes forsynes i dag gjennom to kraftledninger: Linjen Merkesvik Kollsnes opererer med 132 kv og linjen Fana Kollsnes over Sotra opererer med 300 kv spenningsnivå. Troll-anleggenes energiforbruk er i stor grad kompressorarbeid for å kunne levere trykket gassen behøver i rørledningene til Europa. I tillegg tilføres noe energi som varme gjennom et hot-oil system fyrt med naturgass. På Kollsnes er det installert 5 eksportgasskompressorer, hver på 40 MW. Kompressorene er elektrisk drevet. Det foreligger planer og prosjekter under gjennomføring som innebærer at behovet for elektrisitet på Kollsnes vil øke betydelig i årene fremover. Dette gjelder nytt NGL anlegg for behandling av gass fra Kvitebjørn og Visund, installasjon av ny kompressorkapasitet på Kollsnes samt installasjon av kapasitet for prekompresjon på Troll A-plattformen. Troll A- anleggene forsynes med elektrisitet fra Kollsnes gjennom kabler. Det stigende effektbehovet på Kollsnes og Mongstad samt for hele Bergensregionen er vist i BKK-Netts Kraftsystemutredning for perioden , jfr. figur 2.2 hvor gul stiplet linje angir elektrisk effekt i CHP-anlegget. 12

14 Effektprognose BKK-Nett BKK-Nett MW Øvrige Kollsnes Mongstad Figur 2.2: BKK-Netts effektprognose inkl. Kollsnes gassbehandlingsanlegg og Mongstadanleggene. Stiplet linje angir kapasiteten for elektrisitetsproduksjon i det planlagte kraftvarmeanlegget på Mongstad. Anleggene på Mongstad har vært i drift siden midten av årene og de består i dag av et oljeraffineri, et NGL-prosessanlegg (Vestprosess) samt en råoljeterminal. Råoljen som blir behandlet i raffineriet, kommer fra oljefelt i Nordsjøen/Norskehavet og fraktes til Mongstad hovedsakelig med bøyelastere. Fra Trollfeltet leveres oljen via rørledningene Troll Oljerør I og II. Råoljeterminalen på Mongstad mottar råolje for lagring og senere utskipning med større skip. Skip til skip omlasting kan også utføres. Installasjonene består av kaianlegg, målestasjoner og fjellhaller (1,5 millioner m 3 ) for lagring av råolje. Olje-raffineriet har en behandlingskapasitet på vel 10 millioner tonn råstoff (råolje, tungolje/residue og kondensat i Vestprosessanlegget) pr. år, og er det største av de to gjenværende oljeraffineriene i Norge. I europeisk sammenheng er Mongstadraffineriet middels stort. I raffineriet behandles råoljen først ved destillasjon, og de ulike komponentene fra destillasjonen blir videreforedlet i en rekke forskjellige prosessanlegg. Hovedproduktene fra Mongstadraffineriet er bensin, diesel, flydrivstoff og andre lette petroleumsprodukt. I tillegg blir det som et resultat av oljeforedlingen gjennom raffineriprosesseringen produsert noe fyrgass. Denne gassen benyttes som energibærer for å drive raffineriprosessene. Forbrenning av denne fyrgassen dekker i all hovedsak raffineriets energibehov. Raffineriets prosesser er kontinuerlige med høy regularitet og foregår under til dels høye trykk og temperaturer (avhenger av type prosess). Fakkelen fungerer som sikkerhetsventil for nødvendige trykkavlastninger av gass fra raffineriet. Den tyngste delen av råoljen går inn i koksanlegget for produksjon av petrolkoks som igjen er råstoff for anodeproduksjon til smelteverksindustrien. De øvrige raffineriproduktene lagres i tankanlegg og fjellhaller før det meste av volumet skipes ut fra Mongstad med båt. Mindre volumer av bensin og diesel transporteres bort fra anlegget med tankbil. Den eldste delen av raffineriet er fra midten av tallet. Nye anlegg for mer oppgraderte og miljøtilpassede produkter er realisert på senere tidspunkt. En vesentlig kapasitetsutvidelse skjedde i 1989, og prosesskapasiteten økte da fra 6,5 til 8 millioner tonn per år. Våren 1996 ble et nytt avsvovlingsanlegg for diesel og gassolje satt i drift. Et anlegg for reduksjon av benzen i bensin ble satt i drift høsten I 1999 ble råoljeanlegget igjen oppgradert og utvidet til dagens produksjonskapasitet på ca. 10 millioner tonn per år. Våren 2003 ble et nytt anlegg for fjerning av svovel fra krakker 13

15 nafta, (bensinkomponent), satt i drift. Raffineriet kan nå levere bensin som tilfredsstiller nye EU- krav (med hensyn på svovelinnhold) fra Første utbyggingstrinn av Vestprosess- anlegget på Mongstad ble satt i drift i høsten 1999, med en produksjonskapasitet på ca 1,5 millioner tonn per år. Anlegget bruker NGL (våtgass) som råstoff. Våtgassen transporteres via egen rørledning fra gassbehandlingsanleggene for Troll på Kollsnes og fra råoljeterminalen på Sture, og videreforedles på Mongstad til propan, butan og nafta. Det samlede produksjonsvolumet for alle anleggene på Mongstad var i 2003 ca. 9,6 millioner tonn produkter. Kondensat/NGL Gass + LPG Råoljedestillasjon Bensin Jetdrivstoff Diesel Råolje Gass + LPG Tungolje Bensin Katalytisk krakking Termisk krakking (Koksanlegg) Katalysator Diesel Bunnprodukt Gass + LPG Petrokjemisk nafta Diesel Lagertanker, produktblanding Ovn Koks Figur 2.3: Produksjon og produkter ved Mongstad-anleggene Energi til drift av anleggene kommer hovedsakelig fra forbrenning av egenprodusert fyrgass og resten er import av elektrisitet. Direktefyrte ovner og kjeler, delfyring av røykgasskjeler og fyring av CO- kjeler står for den termiske energiproduksjonen. Til sammen produseres ca. 750 MW termisk energi basert på fyrgass og annet energioverskudd fra raffineriprosessene. 2.3 Dagens utslippsgrenser på Mongstad Dagens utslippstillatelse for anleggene på Mongstad omhandler utslipp til luft og vann og støy. Tabell 2.1 viser gjeldende utslippsgrenser for anleggene. Utslippstillatelsen er gitt til Statoil Mongstad. Ca. 50 MW dekkes av elektrisitet fra nettet. Energi i form av elektrisiteten benyttes hovedsakelig til drift av pumper og annet roterende utstyr, samt til belysning. 14

16 Tabell 2.1 Utslippsgrenser i gjeldende utslippstillatelse fra (med endringer av ). Komponent Utslippsgrense 1 Luft CO 2 Ikke krav NOx 2150 tonn/år nmvoc Ikke krav CH 4 Ikke krav SO kg/time 2000 tonn/år H 2 S 15 mg/nm 3 Vann Kjølevann Energifluks 1480 GJ/ time Olje 5 mg/l 450 kg/døgn Fenol 1 mg/l 50 kg/døgn + NH 3 og NH 4 10 mg/l 150 kg/døgn CN H 2 S Støy 1 mg/l 10 kg/døgn 1 mg/l 10 kg/døgn 45 db(a) i normal drift Maksimal momentanverdi for tilfeldige utslipp om natten er 55 db(a). Det pågår for tiden en revisjonsprosess knyttet til eksisterende tillatelse, blant annet som følge av at produksjonsmengdene er endret. 2.4 Videre utbygging på Mongstad Vestprosess fase II og EEISP Mengdene NGL i Vestprosess- rørledningen vil øke i årene fremover som følge av ilandføring og prosessering av gass både fra Kvitebjørn og Visund i det nye NGL- anlegget på Kollsnes. Det er derfor behov for å utvide behandlingskapasiteten i Vestprosess- anleggene fra ca 1,5 til ca. 2,8 millioner tonn pr. år. 1 I tillegg til disse generelle utslippsgrensene for anlegget som helhet, så gjelder også enkelte anleggs-/ komponentspesifikke utslippsgrenser. Utvidelsen vil stå klar til oppstart , samtidig med oppstart av Kvitebjørn-feltet og det nye NGL- anlegget på Kollsnes. Raffineriet leverer i dag damp som energikilde til Vestprosess- anleggene. I dagens situasjon er eksisterende dampproduksjonskapasitet ved raffineriet fullt ut utnyttet, og det finnes ikke ledig produksjonskapasitet til nye forbrukere. Vestprosess DA har inngått en avtale med raffineriet om leveranser av damp også til Vestprosess fase II. For å oppfylle avtalen gjennomfører Statoil Mongstad et prosjekt kalt EEISP-prosjektet ( Energy Efficiency and Increased Steam Production ) for å øke dampproduksjonskapasiteten ved å bygge to nye dampkjeler Andre nye prosjekter Statoil Mongstad planlegger/vurderer også nye prosjekter, blant annet for videre oppradering av produkter samt utvidelse av kapasitet i enkelte eksisterende anlegg. Et CHP anlegg knyttet til Statoil Mongstad vil bidra positivt i forhold til at energi som behøves til nye anlegg vil være lett tilgjengelig og meget energieffektiv Assosierte anlegg Da raffineriet ble bygget på Mongstad ble det også tilrettelagt for å kunne etablere annen industri i nærområdet. Lindås og Austrheim kommuner samarbeider med Statoil og flere andre aktører med sikte på å få realisert ny virksomhet på de store arealene som er tilgjengelige nær raffineriet. Næringsselskapet Mongstad Vekst AS er etablert som et samarbeid mellom Lindås Tomteselskap, Austrheim Næringsselskap, Mongstad Eiendomsselskap, Nordhordland Handtverk og Industrilag og Statoil ASA. Selskapet tilrettelegger for ny næringsvirksomhet basert på overskuddsressurser fra Mongstad-anleggene, bl.a. med bygging av ny vei og rørtrasé for bl.a. kjølevann som ble lagt i tilknytning til etablering av nye kaianlegg for omlasting av råolje. Selskapet Mongstad Næringshage AS er etablert for å kunne bistå med å utvikle etableringer i tilknytning til den etablerte industrien i Mongstad-området. Som 15

17 en del av aktivitetene er det planer om å utrede muligheter for å etablere fjernvarmeanlegg i området. Mongstad Vekst har i samarbeid med selskapet Bergen Aqua AS utarbeidet relativt detaljerte planer for en landbasert akvapark ved Grunnevika på industriområdet mellom raffineriet og Mongstad Sør. virksomhet i området. Det regionale samarbeidsorganet Hordaland Olje- og Gass (HOG) arbeider sammen med Mongstad Vekst for å etablere et kommersielt grunnlag for å kunne øke transportkapasiteten i rørledningen utover det som er nødvendig for Energiverk Mongstad. Sammen med Luna Mineral AS ser de blant annet på mulighetene til å kunne utnytte de store forekomstene av anorthositt i Sogn. Planer om å forsyne Mongstad-området og Nordhordland med naturgass fra Kollsnes står sentralt i arbeidet med å etablere et grunnlag for ny 16

18 3 Energiverk Mongstad 3.1 Bakgrunnen for tiltaket En hovedmålsetting med energiverkprosjektet er å legge til rette for at det kan oppnås høy effektivitet i bruken av energi i den videre utviklingen av prosessanleggene på Mongstad. Videre vil EVManleggene bidra til å sikre tilgang på egenprodusert elektrisitet for Troll-anleggene på Kollsnes. Hele den elektriske effektkapasiteten i CHP-anlegget vil medgå til å dekke opp det samlede behovet på Kollsnes og Mongstad, ref. fig 2.2. Kapasiteten for varmeleveranser fra CHP-anlegget er dimensjonert for å kunne tilrettelegge for fleksibilitet mht å betjene energibehov i fremtidige nye anlegg både på Mongstad. Kostnadseffektiv, fleksibel og pålitelig energiforsyning er en grunnleggende forutsetning for lønnsom drift i raffineriet og de øvrige anlegg, noe som igjen er nødvendig for at produktene skal være konkurransedyktige i et internasjonalt marked. For å holde raffinerivirksomheten ved Mongstadanleggene på et høyt miljømessig nivå, er det dessuten nødvendig å ha som siktemål lave utslipp pr. produsert enhet balansert mot de investeringer som skal til for å realisere dette. Energiverket vil forsynes med naturgass fra Kollsnes samt raffineri fyrgass fra Mongstad. Fra fyrgassen tas det ut hydrogen før den blandes med Troll-gass og brukes i gassturbinene. Denne vil bli nyttiggjort i raffineriet. Figur 3.1 viser en enkel skisse av energitilførsel og produksjon i CHP-anlegget på Mongstad. Kollsnes Gass Gass rør E l CHP Mongstad Gas s Varme Figur 3.1. Flytskisse over utbyggingen. E l H 2 R a f f iner i 0-alternativet etableres som et grunnlag for å beskrive en antatt utviklingsbane dersom utbyggingsprosjektet ikke blir realisert. Situasjonen vil, basert på gjeldende planer og produksjonsprognoser, definere et helhetsbilde for utviklingen av Mongstad-anleggene fram mot oppstart av EVM. 0-alternativet for en videre utvikling i perioden og videre er mer komplisert å vurdere. Imidlertid vil forutsetningene for hvilke anlegg og produkter det vil være mulig for eierne å realisere være svært annerledes uten Energiverk Mongstad i forhold til en situasjon med energiverket. Raffinerier av liknende type som Mongstad oppgraderer produktene som kommer ut av råoljedestillasjonen. Prosessene krever mye energi som må tilføres i form av stedlig forbrenning av fossile energibærere. Enhver raffinerioppgradering vil dermed resultere i økning av CO 2 -utslipp. En effektiv energiproduksjon gir lavere energikostnader, og er her en viktig konkurransefaktor. Energiverket med gassrørledningen og kraftvarmeanlegget gir Mongstad-anleggene et potensiale for nyutvikling og forbedringer som vanskelig kan erstattes med alternativer som introduseres gradvis og etter behov, verken mht økonomi eller miljømessig. I den konkurransesituasjonen raffineriet befinner seg i, vil anleggene på Mongstad uten EVM sannsynligvis gradvis forverre sin posisjon. Andre raffinerianlegg med tilgang på naturgass, og som har en effektiv energiproduksjon, kan utkonkurrere produktene fra Mongstad ved å produsere produktene markedet etterspør med lavere investeringer og med lavere energi- og miljøkostnader. Troll-anleggene vil i 0-alternativet måtte basere sin elektrisitetsforsyning på innkjøp i det nordiske elektrisitetsmarkedet. Forsyningssituasjonen for elektrisitet i Bergensregionen er i visse situasjoner vanskelig, og vil med den generelle forbruksøkning forverres såfremt ikke eksisterende nett utbygges / forsterkes. Planlegging av tiltak som nye kraftledninger til hovednettet pågår, og erfaringer fra utfallet av tilførselslinjer og resulterende strømstans sist vinter inngår i dette arbeidet. 3.2 Null-alternativet 17

19 3.3 Utbyggingsplanene for EVM CHP-anlegget Basiskonseptet er to stk. gassturbiner (hver på ca 130 MW) knyttet til hver sin generator for elektrisitetproduksjon, og med hver sin seksjon for gjenvinning av røykgassvarme. Se figur 3.2 som viser en prinsippskisse av basiskonseptet for kraftvarmeanlegget. Høytemperaturenergien som hentes ut av røykgassen vil bli benyttet til forvarming av råoljestrømmen før destillasjonstårnet, og til produksjon av høytrykks-damp som brukes som energibærer i prosessanleggene på Mongstad. Basiskonseptet vil utvikles videre i prosjekteringsfasen for å optimalisere anlegget mht økonomi, utslipp, driftsregularitet m.v. I denne prosessen vil det f.eks være aktuelt å vurdere alternative anleggskonfigurasjoner, for eksempel et anlegg med bare en gassturbin, introduksjon av en dampturbin tilkoblet en generator, eller andre størrelser på gassturbinene. CHP-anlegget forventes ved oppstart å ha en kapasitet på termisk energileveranse på ca. 80 MW til forvarming av råoljestrømmen, samt ca 230 MW til høytrykks dampproduksjon. Videre vil anlegget få en kapasitet for elektrisitetsproduksjon på opp mot 260 MW. Hvis det kobles inn en dampturbin i konseptet kan elektrisitetsproduksjonen økes ytterligere med ca 20 MW. Samlet vil kraftvarmeanlegget ved oppstart levere energi i form av elektrisitet og varme tilsvarende en total energiutnyttelse på ca 70% av innfyrt energi. Ved fremtidig økt utnyttelse av kapasiteten for høytrykksdamp og av mer lavtemperatur-varme anser vi at energiutnyttelsen kan økes opp mot 80-90%. Tilleggsbrennere vil i basiskonseptet bli installert i varmegjenvinningsenhetene for å opprettholde dampproduksjonen ved bortfall av eksosvarmen fra én gassturbin. Tilleggsbrennerne vil også kunne brukes til å dekke et eventuelt senere økt varmebehov. Samlet gir dette en stor grad av fleksibilitet til å levere energi av den kvalitet som behøves til enhver tid, og til å kunne vurdere flere alternativer i mulige fremtidige prosjekter for å utvikle raffineriet videre. Dette konseptet vil utvikles videre i den detaljerte planleggingen. Luft ~ El. generator Gassturbin Gass Råolje Tilleggs fyring Damp Vann Avgasskjel Avgass Figur 3.2. Prinsippskisse av det planlagte kraftvarmeanlegget. Energiverket planlegges lokalisert nær eksisterende raffineriområde på Mongstad. Anleggets plassering styres av behovet for kortest mulige overføringsledninger av varme og damp til raffineriet. Lokaliseringen av anlegget er vist i figur 3.3. Energiverket vil ha et samlet arealbehov på omlag 100 x 80 m, inklusive bl.a. gassturbiner/eventuelt dampturbin, komplett vann og dampkrets, dampkjel, fødevannstank og forvarming av demineralisert vann for produksjon av damp. Driftsmessig vil CHP-anlegget være integrert i raffineriet, og energiproduksjonen vil være koblet til raffineriets behov for varmeproduksjon. Elektrisitetsproduksjonen ved anlegget vil i normal drift være bundet til raffineriets avtak av varme. Det legges opp til at CHP-anlegget ved utfallsituasjoner i nettet kan gå i Island mode ; dvs. at man kan koble anlegget fra nettet og kjøre ned produksjonen, men produsere nok elektrisitet og damp til å holde raffineriet i drift. Ved strømstansen vinteren måtte raffineriet kjøre ned prosessene og ble dermed påført et betydelig økonomisk tap. Slike nedkjøringer er en stor belastning for anleggene og kan også ha negative miljømessige konsekvenser bl.a. ved at det kan komme til fakling av betydelige mengder prosessinnhold. Dette gir utslipp til luft og er en kraftig støykilde. 18

20 Figur 3.3. Foreløpig planlagt lokalisering av energiverket på Mongstad Oppgradering av eksisterende anlegg Råoljen til destillasjonstårnet skal forvarmes i varmegjenvinningsdelen i CHP-anlegget. Avstanden mellom eksisterende råoljeanlegg og kraftvarmeanlegget er ca. 400 meter. Forvarmingen medfører at råoljen går fra å være i ren væskefase over til en 2- faseblanding av gass (oljedamp) og væske. For å unngå problemer med 2-fasetransport i rørledningen tilbake til råoljeanlegget, vil råoljen bli splittet i en gass- og en væskestrøm i en ny fraksjoneringsenhet. Gass- og væskestrømmen vil så bli transportert i rørledninger tilbake til raffineriets råoljeanlegg. Forvarming og nødvendig pre-fraksjonering av råolje vil ha positiv effekt på ytelsen i råoljeanlegget med hensyn på kapasitet og produktkvalitet. Raffineri-fyrgass som frigjøres som følge av redusert fyring i noen av de eksisterende kjeler og ovner, vil bli anvendt som brensel i CHP-anlegget i tillegg til naturgass fra Troll Nødvendige infrastrukturtiltak: Naturgassforsyning og kraftoverføringsanlegg Foreløpige beregninger av brenselforbruket viser at Energiverk Mongstad totalt vil ha et energibehov tilsvarende ca. 0,65 GSm 3 gass pr år. Av dette forventes opp mot 0,50 GSm 3 /år å bli importert som naturgass gjennom en ny rørledning fra Kollsnes til Mongstad, mens resten vil bli levert fra raffineriet. Basisløsningen er å legge det nye gassrøret i Osundet ut i Hjeltefjorden fra Kollsnes og deretter følge i hovedtrekk samme trasé i sjøen som eksisterende Vestprosess-rørledning. Noen flere lokale trasévarianter ut fra Kollsnes vurderes imidlertid parallelt. Foreløpig trasé for rørledningen er vist i figur

21 JO HØYANGER REFSDAL KOLLSNES MONGSTAD DALE MODALEN EVANGER ARNA SAMNANGER FANA Figur 3.5. Eksisterende høyspent linjenett i Bergensområdet Integrasjonseffekter mellom raffineriet og energiverket Figur 3.4. Foreløpig gassrørtrase Kollsnes - Mongstad. Energiverket vil bli tilknyttes 132 kv kraftforsyningsnettet gjennom en nedgravd kabelforbindelse til et koblingsfelt i Mongstad transformatorstasjon. Koblingsfeltet er tilknyttet det regionale 132 kv kraftledningsnettet, jfr. figur 3.5. Foreløpige studier utført av BKK Nett viser at det kan oppstå noen begrensninger mht. å levere elektrisitet fra CHP-anlegget ut på nettet i Mongstad i perioder med høy vannkraftproduksjon inne i BKK-nettet. Det vil bli vurdert i samarbeide med BKK-Nett hvordan tilgjengelig kapasitet i det eksisterende nettet kan utnyttes i de enkelte situasjoner, og hvordan dette evt. kan reguleres gjennom avtaler. Det vil kunne være behov for mindre forsterkningstiltak i eksisterende linjenett og trafostasjoner for å oppnå den optimale utnyttelsen av kraftvarmeverk og kraftlinjer. De fremtidige energileveransene fra energiverket til raffineriprosessene vil medføre at drift av eldre og mindre energieffektive deler av dagens energiforsyningssystem på Mongstad kan reduseres til et minimum. Forvarming av råolje i CHPanlegget vil gjøre det mulig å redusere fyringen i de eksisterende råoljeovnene, hvorav den ene kan tas helt ut av drift. Samlet betyr dette at etableringen av energiverket vil frigjøre et betydelig fyrgassvolum som kan utnyttes av energiverket. Energiverk Mongstad vil gi raffineriet stor grad av fleksibilitet i forbindelse med prosessendringer, fremtidige kapasitetsøkninger osv. CHP anleggets fyrgasstilgang vil balanseres mot import av gass fra Kollsnes. CHP-anlegget vil ha kapasitet til å kunne dekke raffineriets fremtidige behov for høytrykksdamp for de aktuelle utviklingsprosjekter som vurderes. Dette vil gi betydelige kostnadsbesparelser sammenlignet med å foreta prosjektspesifikke investeringer for å oppnå tilsvarende fleksibilitet i energiforsyningen. Resultatet vil være lavere og mer forutsigbare driftskostnader knyttet til raffineriets energiforsyning, og som dermed styrker Mongstadanleggenes konkurransekraft. 20

22 3.4 Leveranser av elektrisitet I basiskonseptet regner en med opp mot ca 2,3 TWh elektrisitetsproduksjon pr. år. Det forventes at Mongstad-anleggene vil avta ca. 0,5 TWh, og resten fordeles gjennom kraftforsyningsnettet til Trollanleggene med innleveringspunkt Mongstad transformatorstasjon. Kraftvarmeanlegget på Mongstad vil bli bygget med installert effekt på ca 280 MW elektrisitet. Anlegget vil levere 60 MW elektrisitet direkte til raffineriet, og det foreligger en intensjonsavtale med Trolleierne om rett til å ta ut 180 MW elektrisitet i bytte for gass (leieprosesseringsavtale tolling avtale) med opsjon på å ta ut de resterende 40 MW, også her i bytte mot gass Leveranser av elektrisitet til petroleumsvirksomheten i regionen Ved å realisere planene for Energiverk Mongstad kan energibehov innen eksisterende og fremtidig petroleumsvirksomhet i regionen dekkes gjennom å foredle egne ressurser. Troll-eierne ønsker nå å sikre sin elektrisitetsforsyning gjennom å benytte egen gass i CHPanlegget på Mongstad. Den samproduserte varmen leveres til Mongstad raffineriet på kommersielle vilkår. Realiseringen av Energiverket kan dermed medføre at eksisterende og eventuell fremtidig petroleumsvirksomhet i regionen i større grad vil kunne bidra med energi til egen kraftproduksjon/-forsyning. Dette vil igjen redusere det regionale importbehovet for elektrisitet Forholdet til regional og nasjonal elproduksjon og -forsyning Elektrisitetsforbruket i Norge har de siste år vært større enn den innenlandske og hovedsakelig vannkraftbaserte produksjonskapasiteten i et år med normal nedbør. Vinteren ga en god illustrasjon av sårbarheten i den norske forsyningssituasjonen i forhold til det normale forbruket. Det forventes at kraftforbruket vil fortsette å øke noe i årene framover, selv om det fra politisk hold blir lagt vekt på energieffektivisering og for eksempel overgang til vannbåren varme basert på andre energikilder enn elektrisitet. I det regionale bildet vil økt energiforbruk til gassanlegget på Kollsnes samt et økende generelt elektrisitetsforbruk i Bergensregionen kunne utløse behov for bygging av nye 300/420 kv kraftledninger inn mot området. Gjennomføring av planene for Energiverk Mongstad vil tilføre ny produksjonskapasitet i regionen, og dette vil bidra til å avhjelpe situasjonen. 3.5 Alternativer til etablering av Energiverk Mongstad Årlig gjennomfører raffineri-industrien en innbyrdes vurdering ( Benchmarking ) av konkurransekraften til internasjonale raffinerianlegg. Energisiden av totalvurderingen viser at Mongstad-raffineriet kommer relativt svakt ut. Den viktigste årsaken til dette er knyttet til raffineriets anleggstruktur. I tillegg medfører manglende samlokalisering med annen energiforbrukende virksomhet at det ikke finnes avtakere av overskuddsenergi. Det er på denne bakgrunn en overordnet målsetning for raffineriet å forbedre energieffektiviteten slik at grunnlaget for videre utvikling av industrianleggene på Mongstad kan bli best mulig. Pr. i dag har Mongstadanleggene begrensede muligheter for å kunne gjennomføre energieffektiviseringstiltak, fordi slike tiltak vil frigjøre en mengde av raffinerifyrgass. Denne fyrgassmengden må i mangel på lokal anvendelse i verste fall sendes til fakkel. En annen måte å bruke opp fyrgassen er å fyre i anlegg med lav virkningsgrad. Uten muligheter for å effektivt forbruke et gassoverskudd kan derfor ikke energiutnyttelsen i Mongstadanleggene forbedres vesentlig. Realiseringen av nye prosjekter med energibehov må på bakgrunn av dette nøye tilpasses og dimensjoneres til aktuelle energieffektiviseringsprosjekter. Det vil over tid være svært krevende å få denne kabalen til å gå opp slik at både lønnsomhet og miljøtilstand kan forbedres samtidig. Nye prosjekter på Mongstad vil dermed fortsette å være mindre konkurransedyktige i forhold til tilsvarende aktiviteter på andre raffinerier som har muligheter til å spille på fleksibilitet mht energiforsyning og produksjon. Det er ikke funnet alternative konkrete utbyggingsplaner av energisystemet på Mongstad som kan gi tilsvarende positive ringvirkninger som etableringen av Energiverk Mongstad, og som samtidig viser tilfredsstillende lønnsomhet. 21

23 Etableringen av Energiverket med tilhørende gassrørledning fra Kollsnes, innebærer at industrien på Mongstad gis utviklingsmuligheter gjennom å bruke energi i nye anlegg på en effektiv måte. Dermed kan planer som tidligere har vært uaktuelle for gjennomføring vurderes på ny. Rammebetingelsene for industrien på Mongstad vil forbedres med tanke på å opprettholde og evt øke aktivitetsnivået. Energiverket å kunne skje omkring årsskiftet 2007 / Kostnader Investeringene i Energiverk Mongstad er anslått til ca 3 milliarder kr (2003), hvorav gassrørledningen mellom Kollsnes og Mongstad utgjør ca. 600 millioner kr (2003). 3.6 Tidsplan for utbyggingen Forutsatt nødvendige myndighetsgodkjennelser etter tidsplan skissert i kapittel 1, forventes oppstart av 22

24 4 Foreløpig oversikt over konsekvenser for miljø, naturressurser og samfunn De viktigste miljømessige konsekvenser av EVMprosjektet vil være knyttet til økte utslipp til luft fra industriområdet på Mongstad. Det forventes kun mindre endringer av utslipp til sjø. Eventuell installasjon av dampturbiner i CHP-anlegget kan medføre økt utslipp av kjølevann. 4.1 Utslipp til luft Eksisterende utslipp fra virksomheten på Mongstad er vist i tabell 2.1. CO 2 -utslippet fra Mongstad var i 2003 ca 1,6 millioner tonn. Etter oppstart av Vestprosess II og noen andre mindre anlegg er det årlige utslippet beregnet til å stige til ca. 1,7 mill. tonn i Oppstart av EVM-anleggene i 2008 vil øke dette tallet med ca. 0,9 mill. tonn CO 2 /år, slik at de samlede utslipp etter oppstart av energiverket vil kunne bli i størrelsesorden ca. 2,6 millioner tonn CO 2 /år fra Mongstad anleggene, se figur 4.1. Mill.tonn CO2 / år 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 før etter CHP Raffineriet Figur 4.1: Forventede CO 2 -utslipp (millioner tonn pr år) fra Mongstad-anleggene før og etter at CHP-anlegg settes i drift. Grunnen til at CO 2 -utslippet blir redusert i raffineriet etter oppstart av CHP- anlegget er at deler av raffineriets eksisterende energiproduksjon blir stengt ned. NOx-utslippet fra Mongstad var i 2003 ca 1700 tonn. Etter oppstart av Vestprosess II samt andre anleggsmodifikasjoner, vil de årlig utslippene reduseres til ca 1550 tonn NOx. Oppstart av EVManleggene med bruk av basiskonseptet for CHPanlegget vil ikke medføre vesentlig økte NOxutslipp fra Mongstad i forhold til dagens utslippsnivå. Når det gjelder utslippene av SO 2, CH 4 og nmvoc så forventes det kun marginale endringer som følge av en realisering av Energiverket. En del av CO 2 -utslippene fra et CHP- anlegg på Mongstad forårsakes av elektrisitetsproduksjonen som hovedsakelig forbrukes utenfor Mongstad. Enhver ny produksjon av elektrisitet i Norge vil redusere behovet for import av elektrisitet. I det nordiske området er det kull, olje og gass som dekker inn dette behovet. 1 kwh nyttbar energi levert fra kraftvarmeverket som elektrisitet eller varme, vil ha et lavere CO 2 -utslipp pr kwh enn importalternativene for elektrisitet, se figur 4.2. Elektrisitet levert fra Energiverk Mongstad til Trollanleggene på Kollsnes og Troll A-plattformen reduserer tilsvarende mengde importert elektrisitet. Dette vil bedre Norges kraftbalanse, og importbehovet synker. CO 2 -utslippene knyttet til den produksjonen som erstattes må dermed også vurderes i et nordeuropeisk elektrisitetsproduksjonsperspektiv. Globale CO 2 - utslipp knyttet til fremtidig nasjonal elektrisitetsforsyning er nærmere vurdert i rapporten "Kraftforsyning fra land til sokkelen" (NVE/OD 2002). Det er her lagt til grunn en utviklingstrend med mer miljøvennlig kraftimport over tid ved at andelen elektrisitet produsert i kullfyrte kraftverk i Europa går ned samtidig med at innslaget av gasskraft og fornybar kraft øker. Ved å bruke de samme omregningsfaktorene som NVE/OD legger til grunn for importert kraft vil elektrisitetsproduksjonen Energiverk Mongstad ved oppstart i medføre reduserte globale CO 2 - utslipp sammenlignet med den alternative elektrisitetsproduksjonen i de aktuelle eksportlandene. CO 2 -innholdet i importert elektrisitet er sammenlignet med energi produsert på kraftvarmeanlegget på Mongstad. For CHP-anlegget fordeles samlet CO 2 -utslipp på nyttbar energi; dvs både elektrisitet og varme. Det er i tillegg lagt inn en antatt utvikling mot økt virkningsgrad i CHPanlegget over tid. Dette er illustrert i figur

25 kg CO2/kWh 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0, Import CHP-Mongstad Figur 4.2: Beregning av utslipp av CO 2 ved ulike forsyningsmåter for elektrisitet til det norske markedet, ref. NVE/OD s rapport: Kraftforsyning fra land til sokkelen. Forholdet til IPPC-, CHP-direktivet og BAT EUs Rådsdirektiv 96/61 EF om integrert forebygging og begrensning av forurensning (IPPCdirektivet) er gjennom EØS-avtalen forpliktende for Norge og er implementert i norsk lovgivning. IPPC-direktivet er utarbeidet av EU for å forebygge og begrense industriforurensning samt sikre like konkurransevilkår for virksomhetene innen EU/EØS. Et hovedprinsipp i IPPC-direktivet er at den ansvarlige for en virksomhet plikter å benytte "beste tilgjengelige teknikker" ( Best Available Techniques - BAT) og at utslippsgrenser som fastsettes i en tillatelse, skal baseres på BAT. Direktivet definerer begrepet BAT og hvilke forhold som skal tas i betraktning når BAT fastsettes. IPPC-direktivet gjelder for nye virksomheter fra 31. oktober 1999, mens det for eksisterende virksomheter er satt frist til 31. oktober Det pågår en prosess i EU med å bringe til veie informasjon om hva som er å anse som BAT ved at det utarbeides såkalte BAT referanse dokumenter (BREFs). En revisjon av eksisterende BREF dokument for raffinerier forventes ferdigstilt i Disse dokumentene angir hvilke utslippsnivåer som er mulig å oppnå ved bruk av teknologi som anses som forenlige med IPPC-direktivets krav om BAT. Det er utarbeidet et forslag til BREF- dokument for raffinerivirksomheter, som bl.a omtaler rammekrav til anleggenes energi-effektivitet. Som relevante tiltak for å bedre effektiviteten angis bl.a bruk av teknologier som gassturbiner, kombisyklus kraftgenerering, kraftvarme - kogenereringsanlegg (CHP) og utskiftning av ineffektive kjeler og ovner. Energiverk Mongstad vil således være et tiltak for energieffektivisering innen raffineringsindustrien i Europa, og slik sett i samsvar med IPPC- direktivets retningslinjer. CHP-direktivet 2004/8/EC ble vedtatt 11. februar Dette innebærer at EU ønsker å fremme økt bruk av samproduksjon av elektrisitet og varme (CHP, kraftvarme, kogenerering), og at de enkelte land skal innen 2007 utarbeide planer for hvordan dette kan gjøres. Et vesentlig punkt er at det fremmes planer som bidrar til å harmonisere rammevilkår og dermed også eventuelle støttetiltak innen EU/EØS-området. Utslipp av klimagasser CO 2 er en klimagass, men gir ingen lokale eller regionale forurensningseffekter. Konsekvensene ved utslipp av denne gassen må derfor ses i sammenheng med de forpliktelser og tiltak som er iverksatt på nasjonalt nivå. Norge har undertegnet Kyotoavtalen, der vi forplikter oss til at utslippene i ikke skal være mer enn 1 prosent høyere enn nivået. Norges samlede utslipp av klimagasser økte imidlertid med 8 prosent i perioden Gjennomføring av reguleringene knyttet til Kyotoavtalen vil påvirke rammevilkårene for raffineriindustrien, men vil også harmonisere virkemidlene som kan benyttes. Kvoteordninger og andre mekanismer for kostnadseffektive utslippsreduksjoner forventes å bli introdusert. 24

26 Forbedret energieffektivitet, økt fleksibilitet mht energiløsninger og lavere kostnader knyttet til energibruk og klimagassutslipp pr produsert produktenhet vil gi Mongstadraffineriet økt konkurransekraft som er helt nødvendig i det internasjonale markedet hvor produktene omsettes. I St.meld. 15 ( ) viser Regjeringen til at man tar sikte på å etablere et nasjonalt kvotesystem for CO 2 og andre klimagasser fra Regjeringen vil i løpet av inneværende Stortingssesjon ( ) fremme forslag om et slikt kvotesystem. Norge kommer dermed tidlig i gang med kvote-handel med klimagasser, som ventes å bli det viktigste virkemiddelet for å overholde klima-forpliktelsene under Kyotoperioden EU har vedtatt å innføre et midlertidig kvotesystem for CO 2 for perioden som omfatter de viktigste industrielle aktivitene. Grunnlaget for tildeling av kvoter er under utarbeidelse og skal behandles i EU i løpet av Det vil være vesentlig for utviklingen av Mongstad-raffineriet at rammebetingelsene for industrien i Norge er lik for tilsvarende industri innen EU. Statoil har i lang tid deltatt i teknologiutviklingsarbeid rettet mot å forbedre metoder for mer effektiv energiproduksjon samt for å klarlegge realistiske muligheter for fjerning og deponering av CO 2 fra kraftverk og annen industrivirksomhet. Statoil deltar sammen med flere andre energi-selskaper i et bredt anlagt internasjonalt forsknings- og utviklingsarbeid som har som mål å komme fram til anvendbare teknologier. Myndighetene i bla. Norge og USA støtter dette arbeidet. For energiverket er det forberedt plassering av et mulig CO 2 -fjernings- og behandlingsanlegg nær CHP-anlegget i den videre planleggingen. Det vil i konsekvensutredningen gjøres rede for teknologier som eksisterer for CO 2 - håndtering, samt forventede tiltakskostnader knyttet til det planlagte energiverket. Utslipp av nitrogenoksider (NOx) Gjennom Gøteborg-protokollen er Norge pålagt å redusere utslippene av bl.a. NOx i perioden frem mot år Ved planlegging av energiverket er det lagt stor vekt på å dimensjonere anlegget slik at utslippene av NOx i størst mulig grad kan reduseres. Leverandørene garanterer i dag generelt for at aktuelle gassturbiner har en maksimumskonsentrasjon i avgassen på 25 ppm NOx. Dette oppnås gjennom bruk av lav-nox-teknologi (DLN-teknologi = Dry Low NOx), som representerer den beste tilgjengelige teknologien pr. i dag for gassturbiner. Dette er i tråd med de føringer som ligger ift. BAT og IPPC-direktivet. Leverandører av de aktuelle turbiner som er beskrevet i Statoils basiskonsept er spesielt velegnet til å bruke i kraftvarmeanlegg. Turbinene har en relativt lav brennkammertemperatur og derfor tilhørende lav maksimumskonsentrasjon i avgassen, typisk 15 ppm NOx. Dette legges derfor tilgrunn i basiskonseptet. Som tidligere nevnt, vil prosjektet bearbeides videre i en detaljfase. Dette kan medføre endringer i tekniske løsninger, samt at leverandører som blir pekt ut gjennom anbudsprosesser også vil konkurrere på forhold som har betydning for anleggets miljøprofil. Dersom det med dagens turbinteknologi skal oppnås ytterligere reduksjoner av NOx- utslipp på stedet, kan dette gjøres gjennom å ta i bruk ulik renseteknologi som for eksempel SCR ( Selective Catalytic Reduction ). Det vil i konsekvensutredningen gjøres vurderinger knyttet til hvilke aktuelle utslippsreduksjoner det kan være mulig å oppnå ved installasjon av slik teknologi, hvilke miljømessige konsekvenser dette eventuelt vil gi, samt at det vil redegjøres for forventede tiltakskostnader knyttet til det planlagte energiverket. Rent teknisk vil det bli tilrettelagt for installering av renseutstyr for å kunne redusere NOx-utslippet Utslipp til sjø Utslippene til sjø fra Mongstad- anleggene i år 2003 er vist i tabell 4.1, sammen med eksisterende utslippsgrenser. Det ventes en mindre utslipps-økning utover dagens nivå i perioden frem mot 2006, hovedsakelig som følge av innfasing av Vestprosess II- anleggene i

27 Tabell 4.1. Utslipp til sjø for Mongstadanleggene. Komponent Utslippsgrense Utslipp 2003 Kjølevann (Sjøvann) Energifluks 1480 GJ/ time (ca m 3 / time) 1285 GJ/h Olje 450 kg/døgn 10,9 kg/døgn Fenol 50 kg/døgn 2,7 kg/døgn Ammonium 150 kg/døgn 128,5 kg/døgn Cyanid 10 kg/døgn <0,13 kg/døgn H 2 S 10 kg/døgn < 3 kg/døgn Utbygging av Energiverket forventes ikke å gi økte utslipp til sjø via renseanlegget på Mongstad, bortsett fra marginale mengder drensvann fra fast dekke (nye prosessområder). Dette vil for det meste være regnvann, men dette kan være forurenset av olje/ hydrokarboner som følge av normal svetting fra pumper o.a. Dersom det blir besluttet å installere en dampturbin i anlegget, vil det være behov for kjølevann knyttet til kondensering av damp i dampturbinen. Foreløpige vurderinger tilsier at kjølevannsbehovet vil kunne være i størrelsesorden m 3 /time. Utslippet planlegges i utgangspunktet å skje via raffineriets eksisterende kjølevannsystemer, men det kan være aktuelt å vurdere separate alternativer dersom dette ikke har tilstrekkelig kapasitet Støy I utbyggingsfasen vil det kunne bli noe bygge- og anleggstøy, samt støy knyttet til transport av utstyr til anlegget. Erfaringer fra tidligere utbygginger tilsier at arbeidet kan skje uten å overskride grenser i eksisterende retningslinjer mht. anleggstøy. Det settes som designkrav at utbyggingen ikke skal bidra til å øke støyimmisjonen utover eksisterende nivå. Det vil bli gjennomført modelleringer av støynivå fra tiltakene i driftsfasen. Modelleringene vil være retningsgivende for å kunne vurdere nødvendige støyreduserende tiltak. Støy er videre en viktig arbeidsmiljøparameter, maks. ekvivalentverdi over arbeidsdagen er 85 db(a) og maksnivå i kortere perioder er satt til 130 db(c). I dagens situasjon er fakling av overskuddsgass samt annen støy fra anlegget de forholdene som tidvis kan sjenere naboer. Det er nylig tatt i bruk fakkelgasskompressor som reduserer mengden gass som går til fakkelen. Ved etablering av Energiverket som avtaker for overskuddgass, samt fortsatt satsing på høy regularitet i den ordinære drift, forventes det at behovet for fakling fra Mongstad-anleggene vil bli sterkt redusert sammenlignet med tidligere. Dette bidrar også sterkt til støyreduksjon Avfall Alt avfall i utbyggings- og driftsfasen, inkludert spesialavfall, vil bli håndtert i henhold til etablerte rutiner på Mongstad. Disse rutinene innebærer kildesortering i den grad det er utviklet et mottaksapparat for sortert avfall. Det forventes ikke at utbyggingen vil medføre spesielle nye avfallskomponenter i forhold til de som allerede i dag håndteres ved Mongstadanleggene Kulturminner, landskap, naturmiljø og friluftsliv Aktivitet i forbindelse med utbygging og drift vil foregå inne på eksisterende industriområde, og det forventes ikke negative konsekvenser for kulturminner, naturmiljø eller friluftsliv. De bygningsmessige endringene ved industrianlegget som følge av tiltaket forventes ikke å skille seg vesentlig ut fra eksisterende installasjoner. Endringene forventes dermed ikke å gi negative konsekvenser for landskapsbildet Sikkerhet/risiko Risikoen for uhell som medfører fare for menneskers liv, helse og sikkerhet samt for ytre miljø er et vesentlig element ved valg av tekniske løsninger, både for bygge- og anleggsfasen og for driftsfasen. Det skal gjennomføres risikoanalyser knyttet til utforming, bygging og drift av de nye anleggene samt ombyggingene i raffineriet. Analyseresultatene diskuteres åpent med tilsynsmyndighetene og holdes opp mot Statoils akseptkriterier for risiko. 26

28 Det skal gjennomføres risikoanalyser knyttet til utforming, bygging og drift av de nye anleggene samt evt. ombygginger i eksisterende anlegg. Foreløpige vurderinger indikerer at utbyggingen ikke vil medføre et uakseptabelt risikonivå, verken for egne ansatte eller for tredje part. Oppdatering av kravene ihht. storulykkeforskriften vil bli foretatt og ligge tilgrunn for utarbeidelse av en ny Sikkerhetsrapport. 4.2 Virkninger for naturressurser Aktivitet i forbindelse med utbygging og drift vil foregå inne på eksisterende industriområde, og det forventes ikke negative konsekvenser for naturressurser som følge av utbyggingen. 4.3 Samfunnsmessige virkninger Ved gassbehandlingsanleggene på Kollsnes i Øygarden kommune, samt på Troll A- plattformen, er det i dag ansatt ca 230 personer. Industriområdet på Mongstad ligger på begge sider av grensen mellom Lindås og Austrheim kommuner i Hordaland. Raffineriet og råoljeterminalen sysselsetter ca 570 personer direkte. Petroleumsanleggene i Nordhordland er hjørnesteinsbedrifter i disse kommunene og i Bergensregionen, og gir betydelige ringvirkninger for det øvrige næringslivet. Sammenknytning av gassbehandlingsanleggene på Kollsnes og industrien på Mongstad med en gassrørledning innebærer at petroleumsindustrien i Nordhordland regionen utvider samarbeidet, og at Mongstad-anleggene knyttes ennå sterkere opp mot anlegg og aktivitet på kontinentalsokkelen. Dette gir industrien fleksibilitet med flere valgmuligheter for å kunne levere konkurransedyktige produkter som kan hevde seg i den internasjonale konkurransesituasjonen. Utbygging av energiverket med tilhørende ombygging på raffineriet vil med stor sannsynlighet medføre betydelige oppdrag for industrien i regionen, samt også på nasjonalt plan. Industribedrifter i regionen er vel kjent med denne type arbeid og er godt forberedt til å delta i konkurransen om oppdragene, enten på egen hånd eller som underentreprenører. Utbyggingen vil øke grunnlaget for eiendomsskatt til kommunene og vil dermed også gi tilskudd til kommuneøkonomien. Byggingen av anleggene på Mongstad er antatt å gå over 2-3 år og til dette antas det å være behov for i størrelsesorden ca årsverk fordelt over hele perioden. Samlet sysselsettingseffekt vil være høyere som resultat av virkninger i leverandørindustrien og forventede ringvirkninger lokalt, regionalt og nasjonalt. Det forventes ingen vesentlige endringer i den samlede bemanning på Mongstad-anleggene som følge av Energiverket. Etablering av et naturgassrør og utvidelse av aktivitetene på raffineriet kan gi grunnlag for etablering av ny og videreutvikling av eksisterende næringsvirksomhet. I forbindelse med andre energiprosjekter har muligheter blitt vurdert og utredet for utnyttelse av damp, hettvann eller oppvarmet kjølevann. Lokal interesse samt mulighetene for lønnsomhet er viktige elementer i realisering av slike prospekter. 4.4 Behov for offentlige og private tiltak I anleggsperioden vil riggområder brukt under tidligere anleggsperioder bli benyttet og det blir sannsynligvis ikke behov for spesielle tiltak utover det som er vanlig for anleggsdrift i denne størrelsesorden. Transport til og fra anlegget vil skje på eksisterende vegnett eller over anleggets kaier. Behov for utbygging av ny offentlig infrastruktur er ikke identifisert. 27

29 5 Utkast til konsekvens Konsekvensutredningen vil omhandle følgende tema: 5.1 Prosjektbeskrivelse Bakgrunn for tiltaket Alternative tekniske løsninger, herunder investeringer og driftsutgifter. Begrunnelse for de valg som er foretatt, samt en redegjørelse for evt alternativer som gjenstår å avklare Tidsplan for gjennomføring av tiltaket Oversikt over nødvendige offentlige og private tiltak som vil være nødvendige for gjennom-føringen av utbyggingene. Forholdet til offentlige planer og en beskrivelse de nødvendige tillatelsene som må innhentes. Beskrivelse av eksisterende energiforsynings-system på Mongstad, samt hvilke endringer prosjektet vil innebære i dette. 5.2 Konsekvenser for miljø- og naturressurser Utslipp til luft Beskrivelse av eksisterende utslipp til luft fra Mongstad-anlegget og dagens forurensningssituasjonen i området, samt utviklingen med 0-alternativet En beskrivelse av utslippene til luft (CO 2, CH 4, NOx, nmvoc og SO 2 ) som følge av tiltaket. Forhold til internasjonale forpliktelser (Kyoto-avtalen og Gøteborg-protokollen) og nasjonale målsettinger For NOx- og SO 2 - utslipp vil det gis en beskrivelse av spredningsforhold, beregning av avsetning og vurderinger av virkninger i forhold til aktuelle grenseverdier/tålegrenser for helse og miljø. Mulig dannelse av bakkenært ozon som følge av utslipp av VOC og NOx Beskrivelse av mulige tiltak for å redusere utslipp / virkninger: o Alternative muligheter for å fjerne CO 2 fra eksosgassen fra energiverket o Bruk av kvotesystemer / fleksible mekanismer mht kompensasjon for CO 2 -utslipp o Virkemidler for å redusere NOxutslipp Utslipp til sjø Beskrivelse av eksisterende utslipp til sjø fra Mongstad-anlegget og dagens forurensningssituasjonen i området, samt utviklingen med 0-alternativet En beskrivelse og mengdefastsettelse av utslippene som følge av tiltaket Konsekvensene av økte utslipp vil beskrives Evt tiltak for å redusere utslipp / virkninger vil bli beskrevet Støy Beskrivelse av støysituasjonen i området før utbygging Beskrivelse av nye støykilder Beregning av resulterende støynivå i utbyggings- og driftsfasen for omkringliggende bebyggelse som følge av tiltaket. Forholdet til gjeldende støykrav (bebyggelse, arbeidsmiljø) Støyreduserende tiltak Avfall Dagens avfallshåndteringssystem på Mongstad Beskrivelse av avfallsmengde, -type og behandling som følge av tiltaket Beskrivelse av avfallshåndteringen i anleggs- og driftsfase og hvordan denne kan passe inn i eksisterende system på Mongstad 28

30 5.3 Miljøoppfølgingsprogram Beredskap og ulykkesrisiko Beskrivelse av nåværende kontrollprogrammer for støy og utslipp til luft og sjø på Mongstad Vurdering av i hvilken grad det er behov for undersøkelser og overvåking som følge av tiltaket, og hvordan dette eventuelt kan innpasses i eksisterende kontrollprogrammer. Beskrive system for oppfølging av miljø i videre prosjektering, bygging og drift 5.4 Samfunn Leveranser av varer og tjenester Leveransemuligheter for norsk næringsliv i anleggs- og driftsfasen; omfang og type leveranser, bruk av lokale / regionale leverandører Utbyggingens virkning på det samlede investeringsnivå i Norge Sysselsetting Situasjonen i området i dag, ref. eksisterende planer Beskrivelse av resultater fra risikoanalyser Risikoreduserende tiltak, herunder beredskaps-messige forhold Overordnede miljø- og energispørsmål Vurderinger av alternative måter å frambringe tilsvarende energimengder som planlagt produsert med hensyn til kostnader, kraftpris, tidsperspektiv og miljøkonsekvenser. Herunder skal det sees på vannkraft, gasskraft andre steder i Norge, ENØK og fornybare energikilder, samt tilgang fra det nordeuropeiske kraftmarkedet. Ved vurdering av kraftimport skal andre lands klimagassforpliktelser vurderes Vurdering av mulige tiltak utenfor selve utbyggingsområdet for å redusere utslipp eller øke opptak av klimagasser. Bemanningsbehov i anleggs- og driftsfase Beregning av totalvirkninger mht sysselsetting som følge av tiltaket; direkte og indirekte sysselsetting Skatt Direkte og indirekte skattevirkninger av utbyggingen Konsekvenser for offentlig infrastruktur Virkninger for kommunal infrastruktur. Behov for sosiale og velferdsmessige tiltak i anleggsfasen Forholdet til kraftforsyningssituasjonen Dagens situasjonen regionalt / nasjonalt Beskrivelse av virkninger av Energiverk Mongstad Innvirkning på regionens kraftsystemplan 29

31 6 Referanser 1. Statoil Mongstad Rapport Helse, miljø og sikkerhet 2003, Statoil Kraftsystemutredning for BKK-området og Indre Hardanger: BKK-Nett AS Energi- og klimahandlingsplan - Lindås kommune november Planlagt kraftproduksjon realiseres ikke - NVE / Pressemelding Statoils årsrapport 2003, 6. Kraftbalansen i Norge mot 2015 / rapport nr 4/2002 NVE 7. Kraftforsyning fra land til sokkelen. Muligheter, kostnader og miljøvirkninger. Fellesrapport NVE/OD, nov

32 App A EVM CHP CCGT Vestprosess Gassled Gassco OED MD NVE DSB DBE SFT Ptil OD Forkortelser / navn og benevnelser etc. Energiverk Mongstad. Forkortelse for prosjektet som består av tre deler: Rørledning for naturgass CHPanlegget - Raffineriombygginger Combined Heat and Power kraftvarmeanlegg Energianlegg som dimensjoneres for å produsere varme, men som også leverer elektrisitet. Combined Cyclus Gas Turbine Kombisyklus gasskraftanlegg. Leverer all energi som elektrisitet Rørledning samt foredlingsanlegg på Mongstad for NGL fra Kollsnes / Sture Gassled er et interessentskap etablert 1. januar 2003 som eier de fleste gassinfrastrukturanleggene på norsk kontinentalsokkel. Eierne av Gassled er Petoro ( %), Statoil ( %), Hydro ( %), Total (9.038 %), Esso (5.179 %), Shell (4.681 %), Mobil (4.576 %), Norsea Gas (3.018 %), ConocoPhillips (2.033 %) og Eni (1.669 %). Eies 100 % av den norske stat. Selskapet er operatør for Gassled Olje og energidepartementet Miljøverndepartementet Norges Vassdrags og Energidirektorat Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap Direktoratet for brann- og eksplosjonsvern nå en del av DSB Statens forurensningstilsyn Petroleumstilsynet Oljedirektoratet BKK Bergenshalvøens kommunale kraftverk; regionalt energiverk - hovedkontor i Bergen BKK-Nett AS Nettselskapet i BKK-konsernet KU BAT BREF Innfyrt energi kwh GWh TWh MJ GJ Sm 3 konsekvensutredning Best Available Techniques BAT referanse dokumenter kilowatt time Gigawatt time Terawatt time - 1 TWh = 1000 GWh = kwh Mega joule Energienhet : 3,6 MJ = 1 kwh Gigajoule = MJ Standard m 3 gass Gassvolum ved 1 atmosfæres trykk og ved 15 grader Celcius GSm 3 /y 1 milliard Sm 3 pr år 31