3 Konsekvensutgreiing
3.1 Innleiing
Konsekvensutgreiinga for Ivar Aasen-prosjektet har vore på offentleg høyring. Forslaget til program for konsekvensutgreiing blei sendt til høyringsinstansane 2. mars 2011. Basert på dette forslaget og kommentarar frå høyringsrunden fastsette Olje- og energidepartementet utgreiingsprogrammet 7. mai 2012. Operatøren utarbeidde deretter ei konsekvensutgreiing som blei send på høyring 21. september 2012 med høyringsfrist 16. november 2012. Ei oppsummering av merknadene til konsekvensutgreiinga med kommentarar frå operatørane ligg ved (jf. vedlegg 1).
Utbygginga er ikkje venta å ha negative konsekvensar av vesentleg grad for naturressursar og miljø. Investeringane i Ivar Aasen-prosjektet og inntektene til rettshavarane, leverandørane og staten vil ha positive verknader for samfunnet. Prinsippa i naturmangfaldlova §§ 8–10 er reflekterte, mellom anna gjennom departementet si vurdering av konsekvensutgreiinga, og vil bli følgde opp i gjennomføringa av prosjektet.
3.2 Utslepp til luft
Dei totale utsleppa til luft for Ivar Aasen-feltet i utbyggingsfasen vil ifølgje operatøren vere om lag 91 000 tonn CO2, 1370 tonn NOX og 94 tonn nmVOC. Utsleppa stammar hovudsakleg frå boring og brønnoperasjonar, marine operasjonar og transportverksemd.
Utsleppa frå Ivar Aasen-feltet er venta å ville medføre årlege gjennomsnittlege utslepp på om lag 119 000 tonn CO2, 1100 tonn NOX og 293 tonn nmVOC i driftsfasen før feltet får kraft frå land. Det inkluderer kraftgenerering på Edvard Grieg-feltet, transportverksemd, fakling og testing av utstyr. Med ei kraft frå land-løysing på plass vil desse utsleppa bli reduserte til om lag 12 000 tonn CO2, 180 tonn NOX og 10 tonn nmVOC.
CO2-utsleppa vil vere omfatta av kvotesystemet for klimagassar, og det vil bli betalt CO2-avgift. NOX-avgift vil bli betalt som for andre utslepp frå petroleumssektoren.
Kraftbehovet for Ivar Aasen er estimert til maksimalt 25 MW og vil bli dekt frå Edvard Grieg-innretninga. Edvard Grieg-innretninga vil ha to gassturbinar som skal forsyne Edvard Grieg og Ivar Aasen med kraft frå produksjonsstart.
Kraft frå land er grundig vurdert for Ivar Aasen-feltet. Vurderinga inkluderer òg felta Edvard Grieg og Dagny. På oppdrag frå Oljedirektoratet utarbeidde dei tre operatørane ein rapport for ei samordna kraft frå land-løysing for desse tre moglege utbyggingane. Rapporten blei ferdigstilt i april 2011. I rapporten blei kraft frå land til Edvard Grieg-feltet og Ivar Aasen-feltet berekna til å ha ein tiltakskostnad på i overkant av 1500 kroner per tonn CO2. Dersom Dagny-feltet blei inkludert, ville tiltakskostnaden blitt redusert ned mot 700 kroner per tonn CO2.
Oljefunnet Johan Sverdrup blei påvist hausten 2010 i utvinningsløyve 501, seinare òg i utvinningsløyve 265. Som følgje av nye avgrensingsbrønnar blei storleiken på Johan Sverdrup-funnet kraftig oppjustert hausten 2011. Det endra premissane for kraft frå land til dette området, og hausten 2011 bad derfor departementet rettshavarane om på nytt å studere sjansane for og konsekvensane av ei samordna kraft frå land-løysing for området. Statoil leier dette arbeidet, der rettshavarane i Johan Sverdrup-funnet og felta Dagny, Edvard Grieg og Ivar Aasen deltek. Dette prosjektet har ein framdriftsplan som inneber konseptval i 2013, investeringsavgjerd i 2014, installasjon til havs i 2017 og idriftsetjing i 2018.
Dersom departementet finn at ei samordna kraft frå land-løysing for den sørlege delen av Utsirahøgda skal realiserast, skal Ivar Aasen-feltet knytast til ei slik løysing, med mindre departementet av særskilde grunnar bestemmer noko anna.
3.3 Utslepp til sjø
Det vil vere noko utslepp til sjø i samband med boring og ferdigstilling av brønnane på Ivar Aasen-feltet. Berre miljømessig akseptable stoff vil bli sleppte ut, det vil seie kjemikaliar som ligg innanfor den grøne eller gule kategorien til Klima- og forureiningsdirektoratet (Klif). Det vil òg vere noko kjemikalieutslepp til sjø ved klargjering av røyrleidningar og i driftsfasen. Den eksakte kjemikaliebruken vil bli særleg behandla i Klif.
Produsert vatn er formasjonsvatn som følgjer med brønnstraumen frå reservoaret. Strategien som er vald for å handtere produsert vatn frå Ivar Aasen-feltet, er reinsing med best tilgjengeleg teknologi (BAT) og reinjeksjon. Det produserte vatnet vil bli reinsa til eit nivå som gjer at det tilfredsstiller utsleppskrava, dersom injeksjonsutstyret er utilgjengeleg og det produserte vatnet må sleppast ut til sjø.
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.
3.4 Arealbeslag og fysiske inngrep
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.
Boreinnretningar og leggjefartøy vil utgjere eit mellombels arealbeslag i utbyggingsfasen. I driftsfasen vil det bli etablert ei tryggleikssone på 500 meter ut frå innretninga, men denne er ikkje venta å medføre nemneverdige negative konsekvensar for fiskeriverksemda.
Røyrleidningane og kablane frå Ivar Aasen-feltet vil vere overtrålbare, og dei er derfor ikkje venta å vere til ulempe for fiskeriaktiviteten i området.
3.5 Konsekvensar for samfunnet
Utbygginga vil i tillegg til skatteinntekter til staten føre til aktivitetar i samband med utbygging og produksjon og inntekter og sysselsetjing nasjonalt og regionalt. Av ei berekna investeringsramme på 24,7 milliardar 2012-kroner er norske leveransar i utbyggingsfasen estimerte til å kunne utgjere 50 prosent. I driftsfasen er dei norske leveransane berekna til 93 prosent av dei samla driftskostnadene.
Det er sannsynleg at det vil bli nytta forsyningsbase frå Stavanger-området. Helikoptertransport vil truleg skje frå Stavanger lufthamn, Sola. Driftsorganisasjon blir lagd til Trondheim.