Ivar Aasen-prosjektet omfattar utbygging av dei tre funna Ivar Aasen, West Cable og Hanz. Ivar Aasen-funnet blei påvist i 2008. Feltet ligg i den midtre delen av Nordsjøen, om lag 10 kilometer nordvest for Edvard Grieg-feltet og om lag 200 kilometer vest for Stavanger, ved Utsirahøgda. Den planlagde produksjonsstarten er fjerde kvartal 2016, og venta produksjonsperiode er 15 år.

Søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet blei lagt fram i desember 2012, av Det norske oljeselskap ASA, som er operatøren for utbygginga. Rettshavarane som deltek i utbygginga er Det norske oljeselskap ASA (35 prosent), Statoil Petroleum AS (50 pst.) og Bayerngas Norge AS (15 pst.). Alle rettshavarane har tiltrådd utbyggingsplanen.

Det er planlagt å byggje ut feltet med ei botnfast innretning med brønnar, anlegg for delvis prosessering og bustadkvarter. Innretninga skal plasserast over Ivar Aasen-funnet. Ivar Aasen-feltet skal koplast opp til Edvard Grieg-feltet for ferdigprosessering, og eksportløysingane er samordna med dette feltet. Gassen er planlagd eksportert via britisk sokkel. Oljen frå dei to felta skal eksporterast i ein ny røyrleidning frå Edvard Grieg-feltet til Grane oljerøyr og vidare til Stureterminalen.

Dei utvinnbare reservane for heile Ivar Aasen-prosjektet er berekna til 18,3 millionar Sm3 olje og 5,3 milliardar Sm3 gass. Til saman utgjer det 23,6 millionar Sm3 o.e., tilsvarande 148 millionar fat o.e. Planlagd produksjonsstart er fjerde kvartal 2016, og venta produksjonsperiode er 15 år.

Produksjonskapasiteten for gass er 3,0 millionar Sm3 per dag og for olje 9 000 Sm3 per dag. Kapasiteten for vassinjeksjon er 28 000 Sm3 per dag.

Dei totale investeringane for utbygginga er av operatøren berekna til 24,7 milliardar 2012-kroner. Dei venta årlege driftskostnadene varierer, men vil i gjennomsnitt vere om lag 850 millionar 2012-kroner i driftsfasen.

Utbygginga av Ivar Aasen-feltet blir gjennomført i ein situasjon med høgt aktivitetsnivå i petroleumssektoren. Det medfører at rettshavarane har behov for å inngå vesentlege kontraktmessige plikter før utbyggingsplanen er godkjend, for å sikre kapasitet hos leverandørindustrien og føreseielege kostnader ved prosjektet.

Olje- og energidepartementet har samtykt i at rettshavarane har inngått kontraktmessige plikter på totalt 7,8 mrd. 2012-kroner for Ivar Aasen-prosjektet. Eksponeringa fram til venta PUD-godkjenning er 1,1 mrd. kroner, inkludert kanselleringskostnader.

Det er gjennomført konsekvensutgreiing for Ivar Aasen-prosjektet. Konsekvensutgreiinga har ikkje avdekt forhold som tilseier at prosjektet ikkje bør gjennomførast, eller at det bør gjennomførast avbøtande tiltak utover dei som ligg til grunn i utbyggingsplanane. Prinsippa i naturmangfaldlova §§ 8–10 er reflekterte, mellom anna gjennom departementet si vurdering av konsekvensutgreiinga, og vil bli følgde opp i gjennomføringa av prosjektet.

Departementet viser til at det er planlagt å nytte ein teknologi for å reinse oljebasert borekaks på boreriggen før utslepp til sjø. Denne teknologien har vore i bruk på britisk sokkel i fleire år, men ikkje på norsk sokkel enno. Eit program for å vurdere miljøeffektane ved å bruke denne teknologien på Ivar Aasen-feltet er sett i gang. Skulle denne teknologien ikkje tilfredsstille dei gitte miljøkrava, vil ein alternativ metode for å handtere borekaks vere å sende det til land for vidare behandling. Resultata frå programmet vil bli inkluderte i utsleppssøknaden til Klif.

Ifølgje operatøren vil Ivar Aasen-utbygginga skje i eit område med lite fiskeriaktivitet. Kartleggingane som er blitt gjennomførte, har ikkje, seier operatøren, identifisert korallar eller andre sårbare artar på sjølve feltlokasjonen. Røyrleidningane og kablane frå Ivar Aasen-feltet vil vere overtrålbare, og dei er derfor ikkje venta å vere til ulempe for fiskeriaktiviteten i området.

Kraftbehovet for Ivar Aasen-feltet blir dekt frå Edvard Grieg-innretninga. Departementet viser til at det går for seg utgreiing om ei samordna kraftløysing frå land for felta Dagny, Ivar Aasen og Edvard Grieg og for Johan Sverdrup-funnet. Foreløpige tal frå operatøren indikerer at kraft frå land kan være lønnsamt, men ein endeleg beslutning om prosjektet vil bli tatt på eit seinare tidspunkt.

Edvard Grieg-feltet skal kople seg til ei eventuell felles kraftløysing på Utsirahøgda på det tidspunktet denne er på plass, med mindre departementet av særskilde grunnar bestemmer noko anna. Edvard Grieg-innretninga vil såleis òg forsyne Ivar Aasen-feltet med kraft frå land. Den planlagde oppstarten for ei slik samordna kraft frå land-løysing er 2018.

Rettshavarane i Ivar Aasen-feltet skal bidra aktivt i arbeidet med å greie ut ei samordna kraft frå land-løysing for den sørlege delen av Utsirahøgda. Rettshavarane i feltet skal òg dekkje den forholdsmessige delen sin av kostnadene til utgreiinga. Dersom departementet finn at ei samordna kraft frå land-løysing for den sørlege delen av Utsirahøgda skal realiserast og Ivar Aasen-feltet skal tilknytast, skal rettshavarane i Ivar Aasen-feltet dekkje den forholdsmessige delen sin av investerings- og driftskostnadene ved ei slik løysing.

Olje- og energidepartementet meiner at utbygginga av Ivar Aasen-feltet er eit økonomisk robust nok prosjekt, som gir god samfunnsøkonomisk lønnsemd og bidreg til god ressursforvalting. Departementet meiner det er sannsynleg at det vil bli nytta forsyningsbase frå Stavanger-området, og at helikoptertransport truleg vil skje frå Stavanger lufthamn, Sola. Driftsorganisasjon blir lagd til Trondheim, og dette er den første feltutbygginga og det første feltet som blir drifta frå Trondheim. Ved sida av Statoil si verksemd i Trøndelag bidreg det ifylgje departementet til å styrkje petroleumsaktiviteten i denne landsdelen.

Departementet foreslår å godkjenne plan for utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet i samsvar med dei planane som operatøren har lagt fram, og i samsvar med merknadene og særskilde vilkår som det er gjort reie for i Prop. 98 S (2012–2013).