Last ned rapporten her.

Rapport 2013:11
Norsk leverandørindustri sin
konkurranseevne i en global
offshorenæring
Leveranser til Goliat-prosjektet i Barentshavet
Trond Nilsen (red), Inge Berg Nilssen og Stig Karlstad
På oppdrag for
3
Tittel
Leveranser til utbyggingsprosjektet Goliat i
Barentshavet
Forfattere
Trond Nilsen (red.) Inge B Nilssen, Stig Karlstad
Norut Alta-rapport
2013:11
ISBN:
978-82-7571-236-1
Oppdragsgiver
Eni Norge
Prosjektleder
Trond Nilsen
Oppsummering
Rapporten oppsummerer leveransene til
utbyggingsfasen av Goliat om lag midtveis i
prosjektet. Rapporten gir videre en beskrivelse av de
ulike oppdragene som må gjennomføres for å
realisere utbyggingsprosjektet. Deretter foretas en
fordeling av kontraktene på geografisk nivå og
bransje. Rapporten vektlegger spesielt norsk
leverandørindustri sin konkurranseposisjon i et
globalt marked.
Emneord
Goliat, leveranser, offshore
Dato
5.desember 2013
Antall sider
73
Utgiver
Northern Research Institute Alta
Kunnskapsparken Markedsgata 3, PB 1463 9506 Alta
Foretaksnr NO 983 5551 661 MVA
TELEFON 78457100
EPOST post@finnmark.norut.no
Hjemmeside: www.norut.no/alta
Forside
Bilde på forsiden er gjengitt med tillatelse fra Eni
Norge.
4
5
Forord
Denne rapporten inngår som den fjerde rapporteringen i forskningsprosjektet ”Følgeforskning av
regionale ringvirkninger av Goliat-prosjektet og Eni Norges virksomhet i nord”. Oppdraget er
finansiert av Eni Norge og ledes av Norut Alta.
Bedriftene som er intervjuet har vært vesentlig for å komme i mål med arbeidet. Styringsgruppen med
Finnmark fylkeskommune, Vest-Finnmark regionråd, Fylkesmannen i Finnmark, Eni Norge og
Hammerfest kommune takkes for nyttige innspill underveis.
Trond Nilsen, prosjektleder, Norut Alta
6
7
Innholdsfortegnelse
Forord
6
Sammendrag
10
1
Goliat prosjektet – et geografisk perspektiv
1.1
Følgeforskning av regionale ringvirkninger av Goliat-prosjektet
1.2
Hva har norsk oljevirksomhet bidratt til?
1.3
Hvordan ser et olje- og gassprosjekt ut?
1.4
Den globale oljeindustrien i Finnmark
1.5
Ni utviklingstrekk for petroleumsnæringens inntog i nord
1.6
Valg av utbyggingsløsning for Goliat-prosjektet ble tatt i en krevende kontekst
1.7
Goliat og forventninger i samfunnet
1.7.1
Driften av Goliat
1.8
Konsesjonsvilkår rettet fra Stortinget til utbygger
1.8.1
Tiltak for å øke petroleumsrettet kompetanse og rekruttering til næringen i
landsdelen
1.8.2
Tiltak som vil øke regionale og lokale ringvirkninger
1.9
Framdriftsplan i Goliat-prosjektet
16
16
16
17
19
20
23
24
24
25
2
Datainnsamling
2.1
Avgrensninger i studien
2.2
Tynt erfaringsgrunnlag om leveranser til offshore-prosjekter
2.3
Datainnsamling
2.4
Data
28
28
28
29
30
3
Goliat-prosjektet og kontraktstruktur
3.1
Utbyggingsprosjektet Goliat
3.2
Et oljeprosjekt i faser
3.3
Kontraktregime i Goliatprosjektet – utbyggingsfase
3.4
Goliat-kontraktene: Få og store EPC-kontrakter
32
32
34
35
37
4
Goliat-prosjektet og kontraktene
4.1
Aktører og hierarkier i nasjonal undervannssegment (subsea)
4.2
Hyundai Heavy Industries (FPSO)
4.3
Aker Subsea - Subsea Production Systems
4.3.1
Bruk av underleverandører
4.4
Technip Norge
4.5
DOF Subsea
4.6
Vicinay Cadenas
4.6.1
Leverandørhierarkiet i denne kontrakten
4.7
APL Norway AS (Arendal)
4.8
ABB
4.8.1
Subsea-kabel
4.8.2
ABB og Hyundai Heavy Industries (HHI)
40
40
42
43
44
44
46
47
47
47
48
48
49
25
25
26
8
4.8.3
ABB og Eni Norge – ventil-leveranse
4.9
Siemens
4.10 Aker Pusnes
4.11 Lankhorst
4.12 Sevan Marine
4.13 Boreoperasjoner og relaterte tjenester
49
50
50
51
51
52
5
Oljevernberedskap, inspeksjon og avfallshåndtering Goliat-prosjektet
5.1
Organisering av oljevernberedskap
5.2
Goliat og oljevernberedskap
5.3
Leverandører til oljevernberedskap og forsyningstjenester
Nofi:
Norlense
Polarkonsult:
Troms Offshore
Finnmark Gjenvinning
Kystnær beredskap
Arctic Protection
53
53
54
55
55
55
56
56
57
57
57
6
Leveransene fordelt på fase, bransje, geografi og volum
58
6.1
Inngåtte kontrakter mellom Eni Norge og hovedleverandører
58
6.1.1 Samlet kostnadsoversikt og hovedkontrakter i utbyggingsprosjektet ved utgangen av 2012
58
6.2
Produksjonsboring med støttetjenester
59
6.3
Bygging av flyter for produksjon, lagring og lossing.
61
6.4
Utstyrsleveranser til undervannssystemer
62
6.5
Elektrifisering, undervannskabel
63
6.5.1
Elektrifisering på land
63
6.6
Lossesystem, ankring og oppdrift
63
6.6.1
Havanlegg – marine installasjonsarbeider forankring og oppkobling FPSO på feltet 64
6.7
Tidligfase design- og utviklingskontrakt og serviceavtale – Sevan Marine
64
6.8
Direkteleveranser til Goliatutbyggingen utenom hovedkontraktene
65
6.9
Verdi av utført arbeid ved utgangen av november 2012
65
7
Goliat-prosjektet sin posisjon og rolle i Norge og Nord-Norge
7.1
Lokale og regionale leverandører til utbyggingsprosjektet Goliat
7.2
Oppsummering av utbyggingsfase Goliat
7.2.1
Internasjonal industri og leveranser til Goliat utbyggingsfase
7.2.2
Nasjonal industri og leveranser til Goliat utbyggingsfase
7.2.3
Lokale leveranser til Goliat
7.2.4
Subsea- og offshoreprosjekt – en arena for regional deltakelse i utbyggingsfasen?
67
67
67
67
68
71
71
9
Sammendrag
Dette er en underveis-rapportering og oppsummerer de viktigste kontraktene og tallene når det gjelder
leveranser fra næringslivet i Norge, Europa og Asia til utbyggingsprosjektet Goliat i Barentshavet.
Tallene er fra oppstart i utbyggingsprosjektet til og med desember 2012. Det som er tilfalt av oppdrag
og utført arbeid etter dette er ikke med i denne rapporteringen.
Denne rapporten handler om hvilke bedrifter i den globale leverandørindustrien som har levert varer
og tjenester til Goliat-prosjektet i Barentshavet. I rapporten gir vi en oversikt over inngåtte
hovedkontrakter på til sammen 36,7 milliarder kroner mellom Eni Norge og leverandører i et globalt
marked for offshore leverandørindustri. I tillegg viser vi en bransjefordelt og geografisk oversikt over
de enkelte kontraktene og hvilke leverandører som har vært brukt i Goliat-prosjektet.
Selve utbyggingsprosjektet Goliat settes sammen av forskjellige industriselskaper i en globalt
integrert produksjonskjede. Oljeplattformen, FPSO (Floating, Production, Storage and Loading),
bygges i Ulsan i Sør-Korea. Den er designet av personell i Sandvika og Arendal (Sevan Marine) samt
detaljprosjektert i Ulsan (Hyundai Heavy Industries) og London (Chicago Bridge & Iron).
Sammensetningen av flyteren ble igangsatt i november i 2011. I november 2012 ble skroget bygget
ferdig og dekksutrustningen begynner å ta form. Boligmodulen ble løftet på skroget i november 2012.
Etter planen skal produksjonsplattformen fraktes med spesialskip til Finnmark i løpet av vår/tidlig
sommer 2014, og etter landligge og klargjøring ved Polarbase slepes på feltet mot slutten av året.
De viktigste undervannsproduksjonssystemene designes og produseres av Aker Subsea med
kjerneaktivitet fordelt mellom Egersund, Moss, Tranby, Aberdeen og Oslo. Monteringen og
installeringen av disse systemene gjennomføres av Technip Norge. I tillegg designer, fabrikerer og
installerer Technip felt- og stigerør som forbinder FPSO`en med produksjonssystemene. Et svenskeid
selskap, ABB, skal utvikle og produsere kabelen som skal forsyne plattformen med strøm fra land.
Britiske Western Geco har samlet inn seismikken på feltet. Vicinay Cadenas, et selskap i Bilbao i
Spania, har ansvar for design og produksjon av kjetting-elementer som skal som inngår i
forankringssytemet for Goliat-plattformen i Barentshavet. Et hollandsk selskap, Lankhorst, produserer
polyesterliner i Portugal som utgjør den resterende del av forankringssystemet til FPSO`en. Videre
fabrikerer DOF Subsea, et Bergens-selskap, sugeankere og frakter kjetting- og polyesterliner til
Hammerfest. Ulstein Design & Solutions fra Møre og Romsdal har på oppdrag for et dansk rederi
spesialdesignet et støtteskipskip til Goliat-plattformen. Gjennomgangen understreker at den
petroleumsspesifikke kompetansen ikke er geografisk konsentrert og sentralisert, men spredt
geografisk i Norge, Europa og Asia.
Bygging av et produksjonsanlegg med en størrelse som Goliat krever et utall mengde av varer og
tjenester fra generell anleggsvirksomhet og bespisning, til svært kompliserte, spesialproduserte
utstyrskomponenter for selve produksjonsplattformen. Dette innebærer en stor spredning i etterspurt
kompetanse og personell for å realisere utbyggingsprosjektet. I olje- og gassprosjekter definerer ofte
de teknologiske forutsetningene utfallet av hvilke leverandører som velges, samt hvilke leveranser
som oppstår og hvilke ringvirkninger som dannes i ettertid. Goliat-prosjektet, lik de fleste
petroleumsprosjekter, har høy teknologisk og organisatorisk vanskelighetsgrad og utbyggingen preges
av kompleksitet. Det er derfor ikke gitt at prosjektet skal føre med seg rekruttering av lokal
10
arbeidskraft og leveranser for lokalt/regionalt næringsliv. Alle innehavere av hovedkontrakter har
behov for underleveranser, enten i form av direkte innkjøp av varer og tjenester, eller at oppdraget ble
satt ut på anbud. På denne måten ser vi at det oppstår et hierarki av kontrakter. Hvor mange nivåer et
slikt hierarki består av og hvor stor del av kontraktssummen som tilfaller hovedkontraktøren, varierer
sterkt mellom hovedkontraktene.
Erfaringen fra Goliat utbyggingsfase er at det tildeles få og store EPC-kontrakter i
utbyggingsprosjektet. I korte trekk innebærer modellen at leverandører har gjennomgående ansvar fra
prosjektering til bygging og levering. Det medfører at innehavere av slike store EPC-kontrakter må
være av en betydelig størrelse for å kunne håndtere en økonomisk og kommersiell risiko som ligger i
bunn av enhver EPC.
De enkelte kontraktene i utbyggingsprosjektet fordeler seg på følgende måte: Det er inngått kontrakter
innenfor produksjonsboring til en verdi av 8,5 milliarder kroner. Det er flere forskjellige bedrifter som
går inn i denne summen. Noe under halvparten av dette gjelder leie av riggen Scarabeo 8 fra
leverandøren Saipem. Resten av kostnadene går med til ulike serviceselskaper, rederi (støtteskip),
logistikk- og vareleverandører som jobber rundt Scarabeo 8 under produksjonsboringen. Renovasjon,helikopter- og forsyningsbasekontraktene i boreoperasjonene utgjør samlet i størrelsesorden 700
millioner kroner, hvorav en vesentlig del av arbeidet utføres av lokalt av Polarbase og lokale
avdelinger av leverandørbedriftene SAR og Bristow. I hovedkontrakten med Saipem er
cateringoppgavene tildelt Norsk Offshore Catering, som igjen forventes å kunne gjøre en del lokale
innkjøp.
Hyundai Heavy Industries har inngått kontrakt med Eni Norge til en verdi av 11 milliarder kroner for
bygging av flyteren for produksjon, lagring og lossing (FPSO). Utstyrsleveranser utgjør om lag 60
prosent av denne hovedkontrakten. Av dette utgjør bulk og rør av stål 40 prosent. I all hovedsak er
bulk levert fra Japan og Korea. Av den totale kontraktsverdien utføres design og ingeniørarbeid i stor
grad i Korea. Det Norske Veritas har hatt en viss oppdragsmengde knyttet til beregning av
skrogstyrke. Videre har Chicago Bridge & Iron i London assistert HHI med detaljprosjektering. Når
det gjelder produksjon har denne delen av kontrakten sterk grad av koreansk innhold. 38 norske
utstyrsleverandører har imidlertid sikret seg kontrakter med Hyundai med en verdi på til sammen nær
2,4 milliarder norske kroner. Leverandørene er lokaliserte med tyngdepunkt i Rogaland og
Oslo/Akershus, men også Nordland er representert med leveranse av utvendige dører fra Rapp Bomek
i Bodø.
Installasjonskontrakten med Technip Norge utgjør 2,2 mrd kroner av totalverdien i prosjektet. Denne
kontrakten var pr desember 2012 nærmere 80 prosent ferdigstilt. Dette er en kontrakt med design,
fabrikasjon og installasjon av fleksible stigerør for produksjon, vanninjeksjon og gassinjeksjon.
Kontrakten krever en rekke underleveranser av rør kjøpt fra Asia, kabler, belegg, oppdriftselementer i
tillegg til basetjenester, personell, lossing og lasting. Technips egen produksjon foregår i stor grad i
Orkanger, mens andre større norske leverandører er Aker Moss og Aker Solutions med produksjon av
Stangeland Glassfiber i Arendal og Eide Marine Service i Kvinnherad. Underleveransene utgjør i
størrelsesorden 625 millioner kroner, hvorav norske leverandører står for rundt 270 millioner kroner.
Lokale og regionale leveranser utgjør i denne kontraktenrundt 25 millioner kroner, fordelt med
halvparten på logistikk og basetjenester, herunder leie av fartøy og helikopter, lostjenester,
havneavgift og transport, og fordelt med halvparten på installasjonsarbeider og utstyr. De viktigste
aktørene her er Hammerfest Industriservice, Polarbase og Harstad Mekaniske Verksted.
11
De systemene som skal binde sammen Goliat-brønnene, samt transportere oljen til
produksjonsplattformen, er laget og levert av Aker Subsea. Den inngåtte kontrakten har en verdi på
2,5 milliarder kroner. Kontrakten er løst ved et utstrakt bruk av Akers egne verft, men også et
omfattende leverandørnettverk, både nasjonalt og internasjonalt. Underleveransene kommer fra 258
utenlandske og 184 norske leverandører, men vi har ikke hatt tilgang til kontraktstall for disse. Molab
i Mo i Rana og Polarbase i Hammerfest er blant de norske underleverandørene til denne kontrakten.
ABB har hatt ansvar for sjøkabelen som skal forsyne Goliat FPSO med kraft fra land. Denne
kontrakten har en verdi på 676 mill kroner. Arbeidet med å ferdigstille kabelen er i all hovedsak
gjennomført i Sverige ved ABBs kabelfabrikk i Karlskrona. De fire største underleveransene er hhv
Emas sitt Oslokontor for to store underleveranser, i tillegg til et hollandsk selskap og et britisk.
Uttrekk av underleveranser til denne kontrakten større enn 5 millioner kroner utgjør til sammen 209
millioner kroner, hvorav 120 millioner kroner til 15 utenlandske leverandører, i hovedsak innen
installasjonsindustrien. Tilsvarende leveranser fra 37 norske leverandører utgjør 89 millioner kroner.
Siemens har ansvar for elektrifisering fra land, inklusive bygging av infrastruktur og anlegg.
Kontrakten har en verdi på 243 millioner kroner. Avdelingen til Siemens i Trondheim har stått for
planlegging og ingeniørarbeidet, mens elementene i transformatorstasjonen er kjøpt fra Siemens i
Tyskland og de har også foretatt produksjonen. De viktigste underleverandørene er Skanska, Bravida
og Istad. Sweco og Norconsult er også blant leverandørene. De direkte underleveransene utgjør samlet
rundt 165 millioner kroner. På tredje nivå i leverandørkjeden finner vi 13 lokale leverandører. De aller
fleste under bygg- og infrastrukturkontrakten til Skanska, to fra Troms og en fra Nordland. I tillegg til
dette har Hammerfest Energi og Hammerfest Energi Nett hatt to kontrakter, i tillegg til en kontrakt for
rådgivning og støttetjenester til Eni Norge. DOF Subsea-kontrakten omfatter produksjon og
installasjon av 14 sugeankere, forhåndsinstallasjon av kjetting, polyestertau og flyteelementer,
midlertidig forankring av FPSO-en (flyteren) utenfor Hammerfest, og endelig uttauing og oppkobling
på feltet. Verdien på DOF-kontrakten er på 300 millioner kroner. Den viktigste underleverandøren er
det finske selskapet Ruuki. Noen lokale leverandører har mindre underleveranser på logistikksiden.
APL-kontrakten består av en oljelossestasjon som er fast montert på Goliat-FPSO flyteren.
Kontrakten har en verdi på 126,7 mill. kroner. Slange og trommel er produsert hhv i Italia og
Singapore, mens trommelhus og avlastningsutstyret er produsert i Norge - sistnevnte i Mandal.
Aker Pusnes` kontrakt med Eni Norge omfatter utvikling og levering av 14 fester for ankerkjettinger
om bord på den sylindriske Goliat-plattformen. I tillegg skal Aker Pusnes levere vinsjer til
ankerkjettingene. Verdien på kontrakten er 150 mill. kroner. Norske underleveranser fra 10
underleverandører utgjør 43 millioner kroner og fire utenlandske underleverandører har leveranser for
55 millioner kroner. Vicinay Cadenas skal levere 14 forankringskjettinger og tilhørende
oppkoblingsutstyr. Kontrakten har en verdi på 148 mill. kroner. Stålet utgjør den største komponenten
og alt betjenes fra en bedrift og det utgjør 40 % av totalverdien. Lankhorst skal levere fortøyningsliner
og flyteelementer til Goliat FPSO. Verdien på kontrakten er på 80 mill. kroner. Polyesterlinene
produseres i Portugal ved Lankhorst sin portugisiske avdeling.
Verdien av Eni Norges direkteinnkjøp til Goliatutbyggingen utenom hovedkontraktene utgjorde ved
utgangen av 2012 nær 1 milliard kroner, hvorav rundt 600 millioner kroner fra norske leverandører.
Leveranser fra oljeserviceselskap og tekniske rådgivingsselskap utgjør brorparten av dette. Foreløpig
kommer de største norske direkteleveransene til Eni Norge utenom hovedkontraktene fra leverandører
lokalisert i Rogaland og Akershus/Oslo. Lokale direkteleveranser fra Finnmark utenom
hovedkontraktene utgjør så langt rundt 90 millioner kroner.
12
Ved utgangen av november 2012 var verdien av utført arbeid i Goliat utbyggingsfase med alle
hovedkontrakter til sammen 15 milliarder kroner. Fordelt på fase utgjorde prosjektering og studier 1,6
milliarder kroner, innkjøp1 8,6 milliarder kroner, fabrikasjon og installasjon 2,5 milliarder kroner og
prosjektledelse, forberedelser og støtteaktiviteter 2,3 milliarder kroner. Mens utbyggingsaktivitetene i
2011 hadde en verdi på 4,4 milliarder kroner var verdien av aktivitetene i 2012 på over 8 milliarder
kroner. Samlet lokal andel av utbyggingskostnadene på dette tidspunkt er vanskelig å anslå, da vi ikke
har fått full oversikt over underleveransene i alle hovedkontraktene.
Nasjonale klynger og industri, forstått som etablerte system- og installatørbedrifter i offshorenæringen, har gjennom Goliat-prosjektet bygd seg opp til å bli enda bedre rustet til å håndtere
kommende utbyggingsprosjekt på norsk sokkel. Det er spesielt tre regioner som peker seg ut og som
innehar de største leverandørmiljøene i norsk sammenheng på Goliat-prosjektet. Det første er det
offshorebaserte ingeniør- og planleggingsmiljøet rundt Fornebu og Sandvika i Oslo-regionen. Her
sitter også spesialistene på tegning og planlegging i disse bedriftene, selv om de er geografisk spredt
også på andre regioner. Det andre er miljøet rundt Agder med spesialkompetanse på lastesystemer for
olje, og det tredje er subseamiljøet i Hordaland samt Rogaland. Felles for disse selskapene er at de
over tid har bygd seg opp gjennom virksomhet på norsk kontinentalsokkel og globalt for å kunne
betjene stadig flere oppdrag. Dette spiller seg ut i form av økt konkurranseevne og kvalitet til å
håndtere etterspørsel fra operatørselskaper også når petroleumsvirksomheten beveger seg inn i nye
områder. Et viktig aspekt er at disse leverandørene er spesialister innenfor et eller flere offshorekonsept. Det handler ikke om å bygge en fabrikk på land med et prosessanlegg, men å bygge en
offshoreinstallasjon hvor oljen lastes på skip og føres til mottaksanlegg og raffinerier direkte fra
Barentshavet. Det betyr at utbyggingsprosjektet først og fremst er bygging av en offshore-installasjon,
men også noe infrastruktur på land.
Regionale aktører, inkludert regionalt næringsliv, vil uavhengig av utbyggingsløsning være sentrale i
arbeidet med å skape regionale ringvirkninger. Denne rapporten har vist at regionene i Norge er ulikt
posisjonert for å håndtere dette. De sterke regionene er nevnt over, mens regioner som Sogn- og
Fjordane, Oppland og Hedmark ikke er involvert i utbyggingsprosjektet. De nordligste regionene er i
liten grad involvert som leverandører til selve utbyggingsprosjektet. Dette endrer seg med innføringen
av kystnær og strandsone oljevernberedskap. Her spiller de tre nordnorske regionene en rolle både
som arena for å utvikle nye former for oljevernberedskap, og fordi det er nordnorske bedrifter som har
en aktiv rolle i de nye systemene i Goliat-beredskapen. Dette skaper ringvirkninger i samfunnene i
nord, bl.a. for opplæringsinstitusjoner og båtslipper hvor ombyggingen av båtene foregår. Sist, men
ikke minst, viser den nye modellen for oljevernberedskap at det er mulig å trekke synergier mellom
næringer. Fiskerinæringens kunnskap om strøm- og havforhold har en rolle i utviklingen av maritime
tjenester som kan vise seg å ha stor relevans for oljevernberedskap i nord.
Goliat har en betydelig andel undervannsteknologi i prosjektet. Bred teknologisk innsats og satsing på
undervannssystemer over flere år har gitt resultater og materialiseres i Barentshavet. Om lag 50
prosent av produksjonen av olje og gass på norsk kontinentalsokkel skjer nå via
undervannsinstallasjoner (”havbunnsbrønner”). Denne andelen vil øke framover. Konseptet fra
Goliat-prosjektet vil være høyaktuelt for framtidige utbyggingsprosjekter i nordområdene også
framover. Dette betyr at de samfunnsmessige erfaringene fra utbyggingsprosjektet trolig vil være
viktig som referanseramme for framtidige utbyggingsbeslutninger.
1
Procurement
13
Det reiser seg flere problemstillinger med utspring i denne rapporten hvor regionen Finnmark og
Nord-Norge gjøres relevant. Først, vi erfarer at etablerte nasjonale klynger styrker seg blant annet
gjennom Goliat-prosjektet. Virkemiddelapparatet, regional stat, regionale myndigheter har bidratt
over flere år med finansiering av denne kunnskapsøkonomien. En utfordring er hvordan en bør
innrette virkemiddelapparatet og skape interesse i industrien for å utvikle læringsarenaer i nord?
Deretter er det en forutsetning at dersom det skal oppstå læring i nord fordrer det aktivitet innenfor
næringen. Den lokale aktiviteten i dette offshoreprosjektet er lokalisert til en arena - klyngekimen i
Hammerfest. Her satses på styrking av V&M, opparbeide støttefunksjoner for rigg og
undervannsteknologi, samt oljevern. Hvordan kan en legge til rette for en slik satsing og spissing, og
kan man oppnå en form for regional konsensus? Til sist, har det regional politiske nivå i Nord-Norge
vektlagt samarbeid med Rogaland (som har operatørselskapene), mens store deler av
kunnskapsøkonomien i leverandørindustrien nasjonalt er forankret i Agderfylkene og Osloregionen.
Bør man tenke nytt når det gjelder utvikling av allianser?
14
15
1 Goliat prosjektet – et geografisk perspektiv
1.1 Følgeforskning av regionale ringvirkninger av Goliat-prosjektet
Denne rapporten handler om hvilke bedrifter i den globale leverandørindustrien som har levert varer
og tjenester til Goliat-prosjektet i Barentshavet. I rapporten gir vi en oversikt over inngåtte
hovedkontrakter på til sammen 36,7 milliarder kroner mellom Eni Norge og leverandører i et globalt
marked for offshore leverandørindustri. I tillegg viser vi en bransjefordelt og geografisk oversikt over
de enkelte kontraktene og hvilke leverandører som har vært brukt i Goliat-prosjektet.
Dette er den fjerde rapporten fra forskningsprosjektet ”Følgeforskning av regionale ringvirkninger av
Goliat”. Den første rapporten handlet om hvilke forventninger bedrifter, politikere og forvaltningen i
Nord-Norge hadde til Goliat (Eikeland, Nilsen, Karlstad og Ringholm 2010). Den andre rapporten
dreide seg om hvilke strategier de offentlige aktørene har i å skape ringvirkninger og hvordan de
kommuniserer om ringvirkninger mellom kommuner og institusjoner (Nilsen og Ringholm 2011).
Den tredje rapporten presenterer 1100 ungdommer i Finnmark sine preferanser for yrkesdeltakelse i
petroleumsnæringen, planer for utdanning og regionens attraktivitet som en følge av
petroleumsnæringen (Abelsen, Aure og Nilsen, 2012).
Følgeforskningen er over i en ny fase. Vi setter fokus på hvilke type leveranser utbyggingsfasen av
prosjektet har gitt for den globale leverandørindustrien i Norge og Nord-Norge. Vi plasserer
leveransene geografisk etter fylke og land. Deretter redegjør vi for utvalgte internasjonale leveranser
basert på flere kilder. Så belyser vi utvalgte underkontrakter som går utenom hovedkontraktene fordi
disse kan vise seg å ha relevans både for industrien i Norge og i Nord-Norge.
Vi befinner oss halvveis i gjennomføringen av følgeforskningsprosjektet. Slik sett er dette en
underveis-rapportering. Rapporten utgjør derfor ikke det totale bildet av leveranser til Goliatprosjektets utbyggingsfase. Vi satte strek for datainnsamlingen i desember 2012. Det som har påløpt
av kontrakter siden denne dato er ikke tatt med i vår rapportering. Den endelige rapporteringen av
utbyggingsfasen vil finne sted ultimo 2014.
1.2 Hva har norsk oljevirksomhet bidratt til?
Oljevirksomheten i Norge kan både betraktes fra et makro-økonomisk og et mikro-økonomisk
perspektiv. Et makro-økonomisk inntak vil være at en nasjonal høykonjunktur preger olje og
gassnæringen på norsk kontinentalsokkel. Dette har bidratt til at det med jevne mellomrom har blitt
lansert flere ideer om å igangsette kø-ordninger for utbyggingsprosjektene for å dempe presset på den
makro-økonomiske veksten i Norge. Argumentene mot et slikt kø-system er i all hovedsak at
investeringer i utbyggingsprosjektene varierer sterkt med oljepris: En investeringsbeslutning på et
tidspunkt og produksjonsstart i en helt annen fase gir stor usikkerhet for operatørselskapene og risiko
for bruk av kapital. Et annet forhold er at norske olje- og gassutbygginger aktivt må forholde seg til
svingninger i konjunkturene i internasjonal industri. Det gjelder spesielt norske offshore-prosjekter
som vil være mer eller mindre avhengig av produksjon av skrog og ”topside” fra Asia.
Petroleumsnæringen ble i liten grad påvirket av finanskrisen i Europa rundt 2009. Økonomisk
nedgang i Europa ble oppveid av økonomisk vekst i Asia. Så lenge norsk petroleumsindustri er såpass
avhengig av internasjonale faktorer som oljepris og kapasitet til å produsere viktige innsatsfaktorer i
16
en gitt produksjon, vil det være vanskelig å argumentere for å dempe aktiviteten på norsk sokkel. De
internasjonale svingningene vil fortsette å være uavhengig av en potensiell kø-ordning på norsk
sokkel. Et annet sentralt moment er den lange ledetiden2 i norsk petroleumsvirksomhet: Å bruke oljeog gassektoren som konjunkturpolitisk virkemiddel vil trolig være lite treffsikkert. I perioden mellom
tildeling og utbygging kan nasjonen oppleve både to og tre konjunkturbunner og konjunkturtopper.
Tiden det tar fra en investeringsbeslutning tas til produksjon er igangsatt er fortsatt betydelig. Sterke
konjunktursvingninger vil komme i sykluser uavhengig av forsøk på planøkonomisk styring av denne
sektoren. Det vil derfor være krevende å utvikle incentiver for operatørselskapene om å bruke typisk
500 millioner kroner til seismikk og leting dersom myndighetene signaliserer at de ikke vil godkjenne
utbyggingsprosjektet i Stortinget med risiko for lav oljepris og nedgangstider i norsk økonomi.
Utviklingen av stabile rammebetingelser, forutsigbarhet og sterke industrielle føringer fra
myndighetene har derfor vært viktig for å utvikle en solid og global petroleumsindustri i Norge.
Denne næringen har hatt stor økonomisk betydning for utviklingen av det norske samfunnssystemet.
Gjennom mer enn 40 år har produksjonen på norsk sokkel bidratt med nærmere 9000 milliarder
kroner til Norges BNP. Sektoren står for over 20 prosent av samlet verdiskapning her i landet (OED
2012). Petroleumssektoren står for mer enn en firedel av statens inntekter, og en antar at om lag
200 000 personer er sysselsatt direkte og i tilknyttede næringer. Det er kun et par kommuner i Norge
som ikke nyter godt av arbeidsplasser og aktivitet fra sektoren. Man har oppnådd en effektiv
inndragning av proveny ut fra en ansvarlig formuesforvaltning som i dag utgjør 3775 mrd. kroner
(Osmundsen, 2012). Videre har olje og gassindustrien i Norge bygget opp en kompetent og
konkurransedyktig oljenæring (Engen, 2002). Det er sikret sysselsetting gjennom en betydelig norsk
andel av leveranser til nasjonal og global industri (Vatne, 2007). I dag foregår dette som en følge av
sterk konkurransedyktighet. Etter hvert har betydelige utenlandsaktiviteter for norske selskaper
medført mindre avhengighet til norsk sokkel, og den norske petroleumsnæringen er i stor grad
globalisert (Blomgren, 2011). Det siste gjelder spesielt for bedrifter innenfor undervannssegmentet3
(subsea) og maritim industri.
1.3 Hvordan ser et olje- og gassprosjekt ut?
Et makroøkonomisk inntak vil ikke være hovedanliggende i denne rapporten. Vi er opptatt av de
industrielle investeringene i Goliat som skal ligge i Barentshavet og hvilke effekter disse
investeringene skaper på land. Før vi går over til Goliat som et konkret utbyggingsprosjekt, skal vi
gjennomgå en del av de viktige tidlige fasene i et utbyggingsprosjekt fra igangsetting og planlegging
til produksjonsstart. Dette gjør vi for å bedre kunne formidle og forstå hvilket industrielt system et
utbyggingsprosjekt som Goliat inngår i.
Operatørselskaper som investerer på norsk sokkel gjør store irreversible og usikre investeringer.
Operatørselskapene må videre vente i mange år før inntektene kommer. Da Snøhvit ble igangsatt
hadde det gått over 15 år fra funnet ble gjort, med Goliat vil det ta 14 år. Dette er ikke utypisk for
norsk sokkel og representerer det vi må kalle for et normalt tidsvindu fra funn til produksjon4, selv om
vi nå ser tendenser til at ledetiden oftere kan kuttes ned noe med nye standardiserte
utbyggingskonsepter.
2
Tidsrommet fra en investeringsbeslutning tas fram til investeringen er gjennomført og feltet produksjonsklart.
Begrepene undervannsteknologi og «subsea» brukes om hverandre og betyr det samme; Utstyr og tjenester for å betjene produksjon av
hydrokarboner under vann.
4
Informasjon Oljedirektoratet november 2012
3
17
Et oljeprosjekt har ulike faser. Den første fasen handler om at operatørselskapene søker etter områder
de ønsker å lete innenfor. Videre tildeles det produksjonslisenser fra departementet. Den tredje fasen
handler om reservoarevalueringer og eventuelle suppleringer av ny seismikk. . Deretter går selskapene
over i letefasen. Her legges det ned store kostnader i dagrater for leie av rigg og et kostbart system
knyttet til kjøp av seismikkdata. Spesielt har kostnadene for leie av rigg vært svært store de siste
årene. Dagratene utgjorde høsten 2012 om lag 450.000 dollar for standard enheter i Norge, mens
dypvanns/vinter-enheter får i dag rater på 550.000 dollar.5 Det er krevende å sammenlikne
borekostnader mellom land på grunn av forskjellige brønner, geologi, høyere personellkostnader, men
ikke minst som en følge av en del særnorske standarder satt i forbindelse med NORSOK-prosessen.6
Tall fra SSB i 2012 viser at de siste 10 årene har kostnadene for leie av rigg økt med 50%. En studie
som nylig er gjennomført viser at riggene som opererer i norsk kontinentalsokkel har langt høyere
dagrater enn de riggene som opererer i britisk sektor (Osmundsen og Rosendahl 2012). Som en
respons til knapphet i tilgang til rigger og det høye kostnadsnivået, ble det satt ned et
regjeringsoppnevnt utvalg som presenterte sine konklusjoner for å få ned kostnadene i 2012, det
såkalte «Riggutvalget».7 Vi går ikke inn i resultatet fra utredningen, men viser til tall fra studier som
peker på at i krevende utbyggingsprosjekt ligger kostnadene til leting og brønn på om lag 45-50 % av
totalkostnadene i prosjektet. Dette forteller noe om kostnadsnivået og den økonomiske risikoen
selskapene tar i letefasen.
I løpet av denne prosessen legges det ned et betydelig arbeid hvor geologiske fagmiljøer i
operatørselskapene har en viktig rolle for å definere hvilke områder man skal søke på og hvilken
seismikk som burde tas videre til beslutning om søknader. I forbindelse med denne prosessen leveres
det inn søknad om lisenser, og deretter tildeler Olje- og energidepartementet lisenser basert på enkelte
prioriteringer. Disse prioriteringene er industrielle, hvor hensyn til å sikre kapasitetsutnyttelse i
eksisterende infrastruktur veier tungt i vurderingene. Det er hensyn til eksisterende rørnett,
mottaksanlegg og produksjonsinnretninger som veier tyngst i prioriteringene. Eksempelvis har det de
siste årene blitt stadig mer fokus på å utvinne mer ressurser fra eksisterende innretninger og felt. Dette
er et aktivt satsingsområde for myndighetene. En annen viktig prioritering er at myndighetene søker å
sikre gassforsyningen til eksisterende kunder på kontinentet. Viktige faktorer i denne sammenheng er
inngåtte gasskontrakter og at prioriteringen foretas på en måte som gjør at nasjonen Norge sin
troverdighet som en stabil og forutsigbar leverandør holdes i hevd i et internasjonalt marked. Det er i
denne sammenheng viktig å peke på at disse beslutninger tas under betydelig usikkerhet hvor man
verken kjenner oljepris eller framtidige funn (Osmundsen 2012).
Når vi beveger oss over i en fase med tildeling av lisenser, flyttes fokus over på operasjonelle
gjøremål i operatørselskapet. Man går da i gang med prøveboringer. I denne fasen er også de
betydelige kostnadene til leie av rigg et viktig element og med på å skape risiko for operatørselskaper
uten en solid kapitalbase i grunn. Denne fasen vil eksempelvis være helt kritisk for nye
operatørselskaper uten eierskap i nåværende prosjekter hvor de kan hente inntekter for å finansiere
letebrønnene.
Dersom man gjør funn, evaluerer man størrelsen, lønnsomheten og eventuelle utbyggingsmuligheter. I
denne fasen setter operatørselskaper ut forskjellige studier til leverandørselskaper og
5
http://offshore.no/nyheter/Nyhetskategori.aspx?qcat=45
6
Norsok er et prosjekt igangsatt i 1993 av statsråd Finn Kristensen. Målsettingen var å redusere gjennomføringstiden av prosjekter og driftsog utviklingskostnader for petroleumsinstallasjoner på norsk sokkel. Prosjektet var et samarbeid mellom operatørselskapene, Norsk olje og
gass, Norsk industri og myndighetene. Et vesentlig resultat var utarbeidelsen av Norsok-standarder som er nye industristandarder som
erstatter de fleste interne spesifikasjoner i operatørselskapene. Norsok-standardene revideres stadig.
7
«Økt bore- og brønnaktivitet på norsk sokkel. Utredning fra en ekspertgruppe nedsatt av Olje- og energidepartementet19.desember 2011.
Avgitt torsdag 16.august 2012». Utvalget ble ledet av Eivind Reiten.
18
konsulentselskaper. I denne fasen igangsettes eksempelvis FEED8-kontraktene hvor det i en tidlig fase
undersøkes hvilke tekniske løsninger som er mulig basert på det aktuelle prospektet. Man vurderer i
tillegg tilgjengelig teknologi i markedet, og ut fra det legges viktige tekniske premisser for et
framtidig utbyggingsprosjekt.
I etterkant av FEED-fasen tas investeringsbeslutningen vedrørende prosjektrealisering eller en
beslutning om at det tekniske og økonomiske underlaget må modnes ytterligere før endelig
investeringsbeslutning. Dersom det kommer opp en investeringsbeslutning fra lisensen, tar det fortsatt
flere år å bygge ut.
Denne beskrivelsen av hovedpunkter i en tidlig fase i et utbyggingsprosjekt beskriver viktige
elementer i ledetiden for operatørselskapet. I lys av debatten som har vært framme i opinionen om å
igangsette kø-ordninger for utbyggingsprosjekter, viser denne gjennomgangen hvilken økonomisk og
teknologisk risiko operatørselskapene tar i faser før investeringsbeslutning fattes. Fra et industrielt
perspektiv utgjør stor usikkerhet og lang ledetid avgjørende faktorer for selskapenes
lønnsomhetsvurderinger og at de får bygge ut når de har forventet.
1.4 Den globale oljeindustrien i Finnmark
Funnet av olje i produksjonslisensen 229, som har fått navnet Goliat, ble gjort høsten 2000. Dette var
ett år forut for beslutningen om igangsettelse av Snøhvit-prosjektet på Melkøya. Det var selskapet
Norsk Agip, nå Eni Norge, som var leteoperatør. De fant og testet olje ved bruk av plattformen
Transocean Arctic. Om lag ett år senere ble det gjennomført en ny boring, og denne gang testet
brønnen positivt for både olje og gass. Fra 1. januar 2004 var Eni Norge formelt å regne som
operatør.9 Den 9. januar 2006 fullførte riggen Eirik Raude nok en boring med testing av
petroleumsforekomstene. Det foreløpige reserveestimatet er på 27,5 standard kubikkmeter olje
(Sm3).10
Utbyggingen av Goliat-feltet styres av et italiensk eid konsern, oljeselskapet Eni S.p.A., med
forretningsadresse registrert i Milano i Lombardy-regionen nord i Italia. Datterselskapet Eni Norge
AS har siden 1964 vært engasjert i leteaktivitet i Norge, og første produksjon av olje kom i 1971 fra
Nordsjøen og Ekofisk-feltet. Eni Norge er operatør på 13 letelisenser og lisenspartner i 40 andre
andeler på norsk kontinentalsokkel.11
Planlegging, design, innkjøp og bygging av Goliat styres av et partnerskap bestående av konsernet Eni
Norge og Statoil Petroleum. Det er det norske datterselskapet med hovedkontor i Stavanger som huser
nøkkelpersonellet i utbyggingsprosjektet. I tillegg til Eni Norges egne ansatte har operatørselskapet en
8
Feed står for Front End Engineering Design og innebærer prosjektering av et gitt konsept i en tidlig fase.
I denne tiden endret Agip navn til Eni E&P og det var på et tidspunkt to Eni selskaper i Norge i forbindelse med at Eni Norge kjøpet opp
Fortum Petroleum. Norsk Agip og Eni Norge opererte formelt en tid i parallell inntil de ble slått sammen til Eni Norge.
9
10
Goliat er lokalisert i blokkene 7122/7 og 7122/8, samt deler av blokkene 7122/9, 7122/10, 7122/11 og 7123/7. Utvinningstillatelse 229
ble tildelt i 1997, mens utvinningstillatelse 229B ble tildelt i 2007. Kun en liten del av Goliat ligger i utvinningstillatelse 229B. Norske Agip
(nå Eni) ble tilbudt operatørskapet i 229 i 1997 med SDØE, Philips Petroleum Norge, Enterprise Oil Norge og Neste Petroleum som
deltagere. Siden tildelingen i 1997 har det vært flere endringer på deltagersiden i lisensene. I 2012 dag er det to deltagere i lisens 229 og
229B, Eni Norge (operatør) med 65 % og Statoil ASA med 35 % i de to lisensene.
11
Tall fra 2010, fra Oljedirektoratet
19
betydelig andel innleid personell som er spesialister på utvalgte områder. Disse nøkkelfunksjonene
leies inn for mer eller mindre tidsavgrensede perioder. En slik organisatorisk praksis er
gjennomgående i de fleste operatørselskaper.
1.5 Ni utviklingstrekk for petroleumsnæringens inntog i nord
Olje- og gassnæringen er i ferd med å legge viktige premisser for den nordnorske nærings- og
samfunnsutviklingen. Denne næringen er påvirket av utviklingen i globale markeder, utviklingen i
oljepris og tidligere hendelsesforløp på norsk kontinentalsokkel. Vi skal nå presentere en del av disse
faktorene som legger føringer for enhver analyse av olje- og gassutviklingen i nordområdene.
Petroleumsnæringen er en global næring. Flere viktige innsatsfaktorer hentes globalt. Riggnæringen
har tunge aktører i Bermuda. I tillegg består næringen på norsk sokkel av en høy andel utenlandsk
personell og innleide konsulenter fra utlandet. Aktiviteten på norsk sokkel er dermed mindre viktig for
norske operatørselskaper, og ikke minst for leverandørindustrien, sammenliknet med 1980 og 1990tallet. Den internasjonale eksponeringen er over tid blitt betydelig. Eksemplene fra oppbyggingen av
norsk oljeindustri på starten av 1970-tallet bærer preg av hvordan amerikanske og britiske selskap,
mer eller mindre frivillig, lærte opp nordmenn (Ryggvik 2000). Dette er ikke en næring som vokste
fram som en følge av nasjonale bedriftsentreprenører eller gode ideer som stammer fra Norges
næringsliv. Utgangspunktet var kombinasjon av en styringsvillig stat, multinasjonale selskaper sin
tørst etter olje på norsk sokkel og utenlandsk ekspertise når det gjelder teknologi og erfaringsbasert
kunnskap. Denne kunnskapen ble, som vi vet, overført til norske arbeidere etter hvert som denne
næringen vokste i Norge.
Petroleumsnæringen er ikke en ny næring verken i Norge eller Nord-Norge. Funnet av Ekofisk i 1969
ble det første kommersielle funnet i Nordsjøen. Igangsettelsen av Norne i 1997 ble det første
petroleumsprosjektet i Nord-Norge. Altså ble Norne igangsatt 28 år etter funnet av Ekofisk,
tilsvarende kom gassfeltet Snøhvit i produksjon 38 år etter. Dette har gitt noen viktige regionale
utgangspunkt som vi gjennom følgeforskning av Goliat skal følge opp og diskutere underveis i
forskningsprosjektet. Et av disse er i hvilken tidsperiode petroleumssektoren beveget seg nordover.
Noen vil si at dette fant sted allerede på 1980-tallet, men de fleste er enige om at denne aktiviteten
først for alvor ble synlig i landsdelen sent på 1990-tallet og tidlig på 2000-tallet.
Vi behandler i denne rapporten en nasjonal næring med en sterk posisjon og betydelig rolle når vi ser
denne næringen i et nasjonalt perspektiv. Det er fra en overordnet nasjonaløkonomisk strategi svært
viktig at denne næringen gis gunstige rammevilkår og forutsetninger for videre ekspansjon. Årsaken
til det er fordi næringen bringer store kapitalinnskudd til statsbudsjettet som politikerne på Stortinget
igjen kan drive fordelingspolitikk av. Dette er en næring hvor selskapenes økonomiske hensyn stilles
som et fundament, og det er ikke en arena for regionale politiske interesser. Årsaken til det er for det
første at skattleggingen av selskapene er betydelig og utgjør pr dato 78 %.12 For å legitimere denne
særskatten på 50 % overfor selskapene, i tillegg til den ordinære overskuddsskatten, har det utviklet
seg en praksis om ikke å blande seg for mye inn i oljeselskapenes utøvelse av den daglige
virksomheten. Dette stiller såkalte «nyere petroleumsregioner» overfor små muligheter mht. egne
12
Skattesatsene er endret pr juni 2013 i form av skatteskjerpelser: Det handler om å senke satsene for
friinntekt ved petroleumsinvesteringer fra 7,5 til 5,5 prosent per år.
20
strategier. Det regionale handlingsrommet er lite og de regionale spillereglene er heller ikke spesielt
godt definerte (Arbo 2010). 13
De leveransene som oppstår av et utbyggingsprosjekt skaper ikke bare effekter for de bedriftene som
er direkte involvert. Ofte skapes det ringvirkninger for deres underleverandører, for lokalsamfunnet de
inngår i og for samfunnet rundt. Når man diskuterer ringvirkninger er det viktig å være klar over
bredden i begrepet. Det finnes minst to «hovedskoler» som betrakter ringvirkninger nokså forskjellig.
Den første/klassiske måten er opptelling av sysselsetting, leveranser og produksjon i bedrifter og
videre beregne de genererte etterspørselseffektene dette igjen skaper nedover i leverandørnivåene og
fra økt privat forbruk som følge av endringer i sysselsettingen. Her måles ringvirkninger gjennom
økonomien ved aktivitets- og etterspørselsendringer. Den andre handler om vekstteori og betingelser
for dette. Vi ser etter selskapsstrategier, næringsklynger og entreprenørskap (Arbo, m.fl. 2007).
Forhold som demografi og sosiale forhold er viktige faktorer som også kan trekkes inn i studiene, men
ofte faller utenfor eller gis begrenset oppmerksomhet i studie av ringvirkninger. I Følgeforskning
Goliat er vi opptatt av begge disse to hovedretningene, men i denne rapporten er vi opptatt av den
klassiske måten å beregne ringvirkninger gjennom å følge kontraktene og slik sett legge et
kontraktuelt perspektiv på utbyggingsprosjektet.
Næringen preges av et fåtall operatørselskaper og en rekke aktører som forsøker å påvirke deres
agenda (Nilsen 2008). Dette betyr at gevinstene ved samarbeid mellom aktørene, som ligger under
operatørselskapene i en hierarkisk struktur, potensielt er store. Det er rimelig å anta at samarbeid
minimerer risiko, både teknologisk og økonomisk. Erfaringene fra Nord-Norge er delte på dette
punktet. Oppdatert kunnskap om kommunesamarbeid og næringslivssamarbeid i forbindelse med
petroleumsutvikling i nord viser et to-delt bilde. På den ene siden ble det identifisert forsøk på
samarbeid mellom bedrifter i Alta og Hammerfest i forbindelse med utbyggingen av Snøhvit
(Eikeland, m.fl 2009). Diverse markedsmessige og infrastrukturelle hindringer medførte imidlertid at
samarbeidet ikke lot seg realisere. På den andre siden viser en senere studie at kommunene i Finnmark
i liten grad samarbeider for å oppnå ringvirkninger av utbyggingen av Goliat (Nilsen og Ringholm
2011). Det er kommunenes direktekontakt med operatørselskapet som preger arbeidet med
ringvirkningene og ikke felles initiativ fra kommuner med en del av de samme utfordringene. Det kan
synes som de politiske kampene mellom kommuner, og spesielt kampen om å tiltrekke seg funksjoner
og arbeidsplasser - herunder hegne om sine egne prosjektideér, er med å hindre samarbeid mellom
kommuner som kunne realisert sterkere allianser både næringsmessig og politisk.
De ringvirkningene som oppstår skjer i tett dialog med næringsliv og industri på de ulike stedene og
innenfor den tradisjon bedriftene i region har for å arbeide med dette. Det typiske for nord er at
andelen industrisysselsatte er lavere sammenliknet med landet sett under ett. Mønstret gjør seg også
gjeldende for forretningsmessig tjenesteyting. Dersom vi oppsummerer andelen verkstedindustri,
verftsindustri og petroleumstjenestenæring etter sysselsetting, ser vi dette illustrert.
Figur 1-1 Andel sysselsatte verkstedsindustri, verftsindustri og petroleumstjenestenæring i prosent. Stedsfordelt.
13
Skattesatsene ble endret i juni 2013: Myndighetene reduserte den såkalte «friinntekten» for oljeselskapene. Mulighetene for innblanding
fra myndigheter er også regulert av EU regler.
21
Verkstedindustri, verftsindustri og petroleumstjenestenæring, sysselsettingsandel
12%
10%
Aukra/Molderegionen
Andel av samlet sysselsetting i regionen
- Tjenester tilknyttet
olje og gass
- Metallvareindustri
- Maskinvareindustri
- Elektrovareindustri
- Instrumenter og
teknisk utstyr
- Bygging av fartøy
og oljeplattformer
Kristiansundregionen
8%
Aure/Hemne
6%
Sandnessjøenregionen
4%
Hammerfestregionen
2%
Harstadregionen
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
0%
Figuren viser utviklingen i andel sysselsatte innenfor typiske petroleumsindustri på utvalgte steder
med olje- og gassvirksomhet (Nilssen, Karlstad, Angell, Nilsen, Hervik, Bræin og Bergem 2012). For
denne rapporten er spesielt utviklingen i Hammerfest relevant hvor vi ser en utvikling som preges av
nedgang i industrisysselsatte, før vi får en stigning rundt 2003/2004 som en følge av
petroleumsvirksomheten. Den sistnevnte veksten er i tillegg veldig spesialisert og innrettet mot
petrosektoren. Før denne tiden var det en relativ lav andel industrisysselsatte som man kunne forvente
var kompatibel med den inntogende industrien.
Hoveddelen av de norske oljeleverandørene/oljeservicesegmentet er geografisk lokalisert i
Oslo/Akershus, Agder, Hordaland, Rogaland (Vatne 2008). Vi ser en relativ betydelig utvikling som
er med å utfordre dette etablerte bilde. Vi er vitne til en forflytting av denne industrien nordover, og
det er spesielt tre steder i Nord-Norge som preges av mønstret (Eikeland, Nilsen, Karlstad 2010,
Karlstad 2011, Nilssen, 2012), nemlig de tre H-ene: Harstad får noen etableringer rundt forvaltning og
letefunksjoner knyttet til petroleumsindustrien, men også Aibel som er en ledende vedlikeholds- og
modifikasjonsbedrift etablerer seg i den nordnorske oljebyen (Nilssen, m.fl. 2012). Videre ser vi at
Helgelandsregionen med Brønnøysund og Sandessjøen, i tillegg til etablerte basefunksjoner trekker til
seg utvalgte bedrifter innenfor petroleumsindustrien. I Hammerfest finner vi en rekke etableringer og
funksjoner fra oljevernbase, forsyningsbase og helikopterbase til etablering av driftskontraktører og
operatørselskapers driftsorganisasjoner. For øvrig har systemleverandøren Aker Solutions etablert sitt
hovedsete for satsing i nord i Tromsø og bidrar til utviklingen der.
Dette indikerer at leverandørene følger etter selskapene når de arbeider på prosjekt (Eikeland, Nilsen
og Karlstad 2010). Fremvekst av petroleumsklyngen i Hammerfest bekrefter at operatørselskapenes
aktivitet fungerer som attraksjon på leverandørindustriens geografiske bevegelser. Vi erfarer at dette
mønstret spesielt er tydelig når det gjelder de etablerte og mer erfarne systemleverandørene, enten det
gjelder til driftsfaser eller til utbyggingsprosjekter offshore.
Oppmerksomheten rundt mulighetene i nord knyttet til petroleumsvirksomheten har vært betydelig.
Listen over rapporter, utredninger, scenarioer og prognoser er lang.14 Dette har vært en blanding av
faglige utredninger, bestillinger fra interesseorganisasjoner og næringsliv samt vurderinger av hvilke
14
Roland, m.fl. 2006; Barlindhaug 2005, 2006; Hippe, m.fl. 2007, Kunnskapsparken Nord 2009, 2010, 2011, 2012, Ryssdal Energy 2012).
22
leveransemuligheter bedrifter fra nordnorsk næringsliv ville få i lys av petroleumsnæringens inntog i
nord. En del av motivasjonen bak utredningene og prognosene har vært å forberede samfunns- og
næringsliv på hva som ville komme av aktivitet. Volumet av oppmerksomhet disse prognosene får i
media gjør at det kan være fristende å glemme hvilken posisjon den nordnorske
petroleumsvirksomheten har på norsk sokkel. Det er lett å la seg friste og forlede av forventninger om
ringvirkninger. I 2014 vil nordnorsk sokkel ha 6 utbyggingsprosjekter i produksjon gjennom Norne,
Snøhvit, Skarv, Marulk, Skuld og Goliat. I tillegg kommer Aasta Hansteen i produksjon i slutten av
2016. På slutten av 2014 vil altså 6 av 75 felt i produksjon forsynes fra nordnorske forsyningsbaser
og helikopterbaser. Det utgjør 7,8 % av den totale produksjon på norsk sokkel.
I lys av faktorene trukket opp overfor vil vi derfor argumentere for at resultatene fra denne rapporten
må sees i et lys hvor nordnorsk petroleumsvirksomhet fortsatt er, nemlig i en tidlig fase. Utviklingen
går imidlertid raskt mot nord, og det gjenstår mye arbeid for å kunne ta ut et potensial for leveranser
og andre typer medvirkning i utbyggings- og driftsprosjekter.
1.6 Valg av utbyggingsløsning for Goliat-prosjektet ble tatt i en krevende
kontekst
Goliat-prosjektet ble godkjent av Stortinget 18.juni 2009. Regjeringen godkjente Eni Norges søknad
om PUD i mai 2009. I nasjonale, regionale og lokale medier ble Goliat-saken, naturlig nok, framstilt
forskjellig. I forkant av utbyggingsprosjektets godkjenning i Stortinget regisserte media tre
forskjellige posisjoner i framstillingen av Goliat (Leknes og Thygesen 2010). På den ene flanken
finner vi debatten om økonomi og utbyggingsprosjektet. Sentrale spørsmål i denne debatten handlet
om prosjektet var drivverdig eller såkalt marginalt. På den andre flanken var Aftenposten opptatt av
diskusjonen om miljø og fisk sin posisjon i forhold til Goliat prosjektet. Hensyn til natur og klima ble
også vektlagt. Begreper om sameksistens og nærhet til land utgjorde sentrale stikkord i debatten. Til
sist, men ikke minst, var de lokale og regionale mediene opptatt av lokale arbeidsplasser og
ringvirkninger (op.cit:203), samt hvilken utbyggingsløsning Eni Norge skulle velge. En viktig
motivasjon for ordførere, fylkeskommune og andre interesseorganisasjoner i nordnorsk samfunnsliv
for å arbeide for ilandføring av oljen, handlet nettopp om et ønske om arbeidsplasser. Vurderingen var
enkel: Det var større sannsynlighet for leveranser fra bedrifter i nordnorsk næringsliv dersom man
bragte oljen til land, mot å velge en offshoreløsning og bøyelasting av olje ute på feltet. Eni Norge på
sin side hevdet at denne forskjellen i realiteten ville være liten og dessuten at prosjektet bare ville
være økonomisk lønnsomt dersom utbyggingen ble en ren offshoreløsning. I løpet av debatten skifter
bl.a. næringsorganisasjonen Petro Arctic og den anerkjente petroleumslobbyisten Barlindhaug,
posisjon i debatten. De snur fra å argumentere mot offshoreløsning til å argumentere på linje med Eni
Norges prefererte utbyggingsløsning. På den måten ble det i løpet av våren 2009 et skifte i den
politiske debatten i Nord-Norge hvor den tidligere unisone opptattheten av ilandføring ble brutt av
aktører med betydelig innsikt i næringen. Et hovedargument fra Eni Norge var at det ikke fantes slik
teknologi som gjorde prosessering av olje på land mulig, samt at kostnadsestimatene for nødvendig
forskning- og utvikling var svært usikre i tillegg til vesentlig høyere sammenliknet med den valgte
løsningen.
Anno 2012 kjenner vi utfallet både av debatten og beslutningen om Goliat i Stortinget. Politikere i
nord var opptatt av ilandføring. Miljøbevegelsen krevde at prosjektet ikke ble bygd ut. Regjeringen
anbefalte og Stortinget vedtok at Goliat skulle bygges ut med en offshoreløsning (op.cit:214). Vi ser
at krav fra lokalt og regionalt hold, fra miljøbevegelsen og fra interesseorganisasjoner i disse
interessenes randsone, i liten grad vant gjennomslag for sine syn i debatten om Goliat.
23
Eni Norge fikk flere nokså krevende konsesjonsvilkår til sin virksomhet i Barentshavet om å sørge for
lokale og regionale ringvirkninger gjennom tilrettelegging av ulike tiltak (St.pr.nr.64 2008-2009).
Som et ledd i dette har Eni Norge igangsatt flere tiltak som kan være med å berede grunnen for
leveranser av varer og tjenester fra den nordnorske landsdelen til både driften av Goliat-prosjektet,
samt framtidige utbyggingsprosjektet i Barentshavet. Vi kommer tilbake til konsesjonsvilkårene
senere i rapporten.
1.7
Goliat og forventninger i samfunnet
Investeringene som gjøres i Goliat-prosjektet, i driftsforberedende faser og i driftsfasen vil ha
betydelige ringvirkninger både for internasjonal industri, norsk industri, staten og for lokalsamfunn i
Finnmark. Da planene om Goliat-prosjektet ble lansert i Finnmark var opinionen i Nord-Norge preget
av den pågående Snøhvit-utbyggingen som på dette tidspunktet var under oppbygging på Melkøya
utenfor Hammerfest. Opinionen trakk paralleller mellom Snøhvit og Goliat og hvilke effekter disse
ville få for regional utvikling generelt, både fordi begge var utbyggingsprosjekter utenfor
Hammerfest, de var med å forsterke fundamentet for satsting på petroleum i dette området og ga
næringslivet i regionen enda sterkere incentiver til å rette sine strategier mot petroleumsnæringen
(Eikeland, mfl. 2010). I denne perioden var det lite fokus i media og opinionen på forskjellene som
preget Snøhvit og Goliat som utbyggingsprosjekt. Dette gjorde at opinionen hadde en del
forventninger til volum og leveranser til utbyggingsprosjektet Goliat hvor erfaringene fra Snøhvit ble
den viktigste referansen (Nilsen og Ringholm 2011). Sammenlikningen medførte at forventningene til
Goliat ble relativt store. Her ser vi at forventninger, kunnskap om og ikke minst hvilke interesser
aktørene har, skaper betingelser for debatt og hvordan et industriprosjekt mottas i opinionen. Det ble i
liten grad tatt inn i debatten at Snøhvit og Goliat befant seg i forskjellige divisjoner når det gjaldt
ressursgrunnlag.
Ringvirkningene av Goliat har på nåværende tidspunkt ikke blitt bredt dokumentert verken i Finnmark
eller Nord-Norge, sett bort fra de tre tidligere rapportene som er lansert i 2010 og 2011 (Eikeland,
m.fl. 2010; Nilsen og Ringholm 2011; Nilsen, Abelsen og Aure 2011). Vi har ikke sett effekten av
sysselsettingsoppbyggingen som Eni Norge har forpliktet seg til i PUD. Det vi har erfart pr desember
2012 er imidlertid at regionkontoret til Eni Norge med driftsfunksjoner er under oppbygging i
Hammerfest. Helikopterbase og forsyningsbase, samt oljevernbase, er etablert i Hammerfest. Et
samarbeid med fiskere i Finnmark har blitt etablert for å styrke den kystnære oljevernberedskapen og
en akuttgruppe (IGSA) er mobilisert og trent opp for å være i førstelinje i kystsonen dersom uhell ute
på feltet skulle finne sted. Videre har Eni Norge sponset en rekke tiltak av kulturell karakter i
landsdelen, eksempler på dette finner vi fra Varangerfestivalen i Vadsø og Insomnia i Tromsø. Videre
har Eni Norge bidratt med tilskudd til forskjellige kompetanse- og næringsutviklingstiltak i
influenskommunene til Goliat, hhv. i Hasvik, Måsøy, Hammerfest og Nordkapp. Til sist, men ikke
minst, bidrar Eni Norge til koplinger mellom lokal industri og Eni Norge gjennom ansettelse av en
lokal industrikoordinator. Det er i tillegg utviklet en rekke forpliktelser til Eni Norge i St.prp 64
«Utbygging og drift av Goliatfeltet». For ytterligere lesning henviser vi til St.prp. nr. 64 (20082009:19-20).
1.7.1
Driften av Goliat
Anslåtte oljereserver i Goliat er 28 millioner Sm3 / 174 millioner fat. Anslåtte gassreserver er 8
milliarder Sm3. Samlede investeringer utgjør 36 milliarder kroner. Årlige driftskostnader er ca. 1
milliard kroner. Etter prognosene til Eni Norge vil driften av Goliat bli organisert med en
24
driftsorganisasjon på land med om lag 60 Eni ansatte de første årene, og noe lavere etter oppstart/borefase. I tillegg kommer innleide driftsstøttepersonell. På FPSO`en utenfor Sørøya i Finnmark vil
ca. 120 personer arbeide i regulær offshore-turnus. Det vil være ca. 40 faste ansatte personer på
flyteren på hvert skift. Disse arbeider i en rotasjonsordning med 14 dager på og 4 uker av (Nilssen,
m.fl. 2012). Dette inkluderer innleide på O&M kontrakten og catering personell ombord. I tillegg
kommer andre innleide spesialister og kampanjepersonell som kan være betydelig i perioder. Et
nærliggende moment i den sammenheng vil være lokalisering av leverandører til Eni Norge som
etablerer seg i Hammerfest for å betjene eksempelvis O&M, V&M, iso-kontrakten samt andre
service- og leverandørkontrakter for driftsfasen. Det er gjennom tilgjengelig tall mulig å identifisere
noen slike etableringer i Hammerfest, men det er så langt ikke dokumentert i hvilken grad disse
bedriftsetableringene har direkte sammenheng med Goliats driftsfase. I tillegg vil det oppstå indirekte
sysselsetting for å betjene etterspørselen fra de direkte sysselsatte og tilflyttede. Foreliggende arbeider
viser at petroleumsklynge Hammerfest innehar en rekke bedrifter innenfor samme markedssegment
(Karlstad, 2011; Nilssen, m.fl 2012). Mange av disse etableringene av bedrifter kom i kjølvannet av
V&M-kontrakten og andre driftskontrakter på Hammerfest LNG hvor tilstedeværelse ble sett på som
et premiss for kontraktstildeling.
1.8 Konsesjonsvilkår rettet fra Stortinget til utbygger15
Vilkårene til Eni Norge ble gitt av Stortinget og inngår i St.prp.nr.64 (2008-2009). Disse kan deles i to
deler: Den første delen handler om kompetanse og rekruttering til næringen i landsdelen. Den andre
handler om tiltak fra utbygger som er formulert for å øke lokale og regionale ringvirkninger.
1.8.1
Tiltak for å øke petroleumsrettet kompetanse og rekruttering til næringen i
landsdelen






1.8.2
Tiltak som vil øke regionale og lokale ringvirkninger




15
Operatøren vil iverksette kompetanse- og rekrutteringstiltak for unge i regionen.
Operatøren har inngått partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer for
høyere utdanning
Operatøren samarbeider med Nordkapp Maritime Simulator Treningssenter og med
EnergiCampus Nord
Operatøren støtter et digitalt formidlingsprosjekt for reindriftskunnskap
Operatøren vil jevnlig tildele stipend til studenter fra fylket til 1- og 2- årige
masterprogrammer ved petroleumsrelaterte universiteter i Italia.
Operatøren vil utvide satsingen på kompetanseutvikling i årene som kommer og
utarbeide en rekrutteringsplan
Etablering av operatørens regionkontor i Hammerfest
Etablering av driftsorganisasjon for Goliat i Hammerfest
Etablering av forsynings- og helikopterbase i Hammerfest, herunder logistikk og
maritime tjenester
Kontraktsstrategi tilpasset lokale og regionale leverandører. I forbindelse med drift og
vedlikehold vil operatøren sette ut flere mindre kontrakt fremfor færre store pakker
som kun et fåtall leverandører kan levere. Operatøren har ingen bindende
rammeavtaler for drift og vedlikehold.
Se St.prp.nr. 64 (2008-2009) Utbygging og drift av Goliatfeltet, side 19-20.
25







Ansettelse av en industrikoordinator knyttet til regionkontoret i Hammerfest for
kontakt med lokale og regionale leverandører
Sørge for at leverandører som vinner sentrale kontrakter innenfor vedlikehold og
modifikasjon er til stede i Finnmark
Videreutvikle den regionale kompetansen innen petroleumsvirksomheten, ikke minst
ved tanke på fremtidige aktiviteter i Barentshavet. Dette vil blant annet gjøres ved å
iverksette utvekslingstiltak mellom ansatte i ingeniørbedrifter i Finnmark og Eni
Norge i utbyggingsprosjektet og organisasjonen som er under oppbygging. Dette er
viktig fordi det vil øke lokale og regionale bedrifters generelle petroleumskompetanse
og kunnskap om Goliat spesielt.
Iverksette et lærlingeprogram innenfor boring i samarbeid med videregående skoler i
Finnmark og etablerte boreselskap som enten er ansvarlig for produksjonsboring i
utbyggingsfasen eller for leteboring i Barentshavet. Dette vil gi ungdom i regionen
kunnskap som er relevant både for driftsfasen på Goliat og for annen
petroleumsutvikling.
Operatøren vil støtte industriutvikling i Finnmark for å styrke regionalt næringslivs
muligheter for å kunne delta i konkurranse om fremtidige kontrakter og aktiviteter
innenfor olje- og gassnæringen gjennom samarbeid med leverandørnettverk, som gir
opplæring og informasjon om selskapets behov for leveranser og hvilke krav
selskapet stiller til disse.
Støtte opp under næringsutvikling i influenskommunene. Det kan være aktuelt å støtte
og videreføre prosjekter innenfor fiskeri- og turistnæringen som er de to viktigste
næringene i disse kommunene. Operatøren har allerede støttet slike tiltak i
influensområdet og vil vurdere en videreføring av disse aktivitetene.
Iverksette følgeforskning for å dokumentere lokale og regionale effekter av utbygging
og drift
1.9 Framdriftsplan i Goliat-prosjektet
Goliat-prosjektet skulle etter planen være i produksjon 4.kvartal 2013. En utsettelse av prosjektet pga.
uforutsette produksjons- og kapasitetsforhold har imidlertid medført ett års utsettelse av prosjektet.
Det innebærer at «first-oil» etter plan realiseres i 4.kvartal i 2014.
26
27
2 Datainnsamling
I dette kapitlet gir vi en oversikt over hvilke datakilder som ligger til grunn for analysen i denne
rapporten. Vi presenterer hovedtrekkene når det gjelder framgangsmåte og metodiske steg, samt
diskuterer styrker og svakheter ved denne formen for datainnsamling.
2.1
Avgrensninger i studien
Å gjennomføre en følgeforskning av et investeringsprosjekt på 36,7 milliarder kroner er svært
krevende. Investeringer i en slik størrelsesorden skaper aktivitet, ringvirkninger og effekter i svært
mange deler av samfunnet, på ulike steder og i ulike regioner, i ulike faser og på ulike tidspunkt. Et
mangfold av prosesser og initiativ er igangsatt som en følge av Goliat-prosjektet, det være seg lokalt,
regionalt, nasjonalt og internasjonalt. Vi har på denne bakgrunn foretatt viktige avgrensninger når det
gjelder hvilke kontrakter og hvilke prosesser vi skulle følge med ekstra stor oppmerksomhet.
I denne rapporteringen har vi valgt å undersøke utbyggingsprosjektet spesifikt. Vi følger de inngåtte
hovedkontraktene som ligger mellom Eni Norge og 12 hovedkontraktører. Vi følger videre
leverandørkjeden nedover til nivå 2 i leverandørhierarkiet, så langt det har vært mulig. Av hensyn til
en svært kompleks leverandørkjede og datautfordringer følger vi leverandørkjeden bare unntaksvis til
nivå 3.
Som det framgår har vi plukket ut utvalgte kontrakter på nivået under hovedleverandørene fordi vi
betrakter kontraktene som interessant sett fra et nasjonalt og regionalt perspektiv. På nåværende
tidspunkt sitter vi ikke med tilgjengelig informasjon som kan fortelle hele historien om kontraktene
som er fordelt i Goliat-prosjektet. Dette skyldes, som nevnt, høy grad av kompleksitet i prosjektet og
manglende system for å fange opp leveranser på nivå 3 og 4. Vi må derfor gjennomføre intervju med
de enkelte bedriftene på de ulike nivåene for å fange opp leveransene nedover i leverandørhierarkiet.
Dette er en tidskrevende prosess. Desto lengre ned i leverandørhierarkiet vi beveger oss, jo større er
spredningen på bedriftene og jo mindre andel av omsetningen har bedriftene tilknyttet denne
næringen. På nivå 3 og 4 finner vi derfor en del svært små bedrifter med kun en liten andel av
omsetningen innenfor olje og gass. Vi har derfor valgt å forfølge kontrakter som har relevans for den
nordnorske leverandørindustrien med en høyest mulig detaljrikdom. Vi legger ikke ressurser inn i å
forfølge de nasjonale og internasjonale kontraktørene ned til et slikt detaljnivå.
2.2 Tynt erfaringsgrunnlag om leveranser til offshore-prosjekter
Norsk olje- og gassvirksomhet er underlagt et omfattende teknisk-økonomisk utredningsarbeid i
tidlige faser når det gjelder valg av utbyggingsløsning, som for eksempel av traser for rørledninger,
utforming av terminaler og valg av etableringssted. I tillegg kommer de kravene som er satt til
konsekvensutredninger og når det gjelder spørsmål om miljømessige forhold som en utbygging
skaper. Når en utbygging skal iverksettes settes det i gang et omfattende utredningsarbeid, blant annet
i departementene, som ligger til grunn for beslutninger om utbyggingsløsning. Som Vatne (1990)
skriver, var det i tidlig fase av norsk oljevirksomhet de tekniske og økonomiske sidene som dominerte
utredningene. Selv om det de siste årene viser at noe større oppmerksomhet legges mot sosioøkonomiske forhold i utredningene som igangsettes før et utbyggingsprosjekt besluttes, har det ikke
skjedd store endringer i utformingen av utredningsaktiviteten på dette området fram til 2011. Da
igangsatte regjeringen et program for en omfattende kunnskapsinnhenting for områder i Norskehavet
28
Nord og Barentshavet Øst som skulle trekke på erfaringer og komme med scenarioer for framtidig
petroleumsvirksomhet i området, samt denne aktivitetens virkninger på samfunn, natur og miljø.
Fram til den siste tidens økende oppmerksomhet mot disse studiene, har man tidligere, og delvis
fortsatt, beveget seg på tynn is når det gjelder konsekvensene av denne type ressursutvinning.
Erfaringsmaterialet når det gjelder samfunnsmessige og økonomiske ringvirkninger har vært og er
fortsatt tynt. Unntakene er studier av Kårstø-utbyggingen (Vatne 1990), Ormen Lange-prosjektet
(Hervik, Bræin og Bergem, 2007) og Snøhvit-utbyggingen (Eikeland, m.fl. 2009). Dette er alle
landanlegg forstått som ilandføringsanlegg for gass i henholdsvis Nordsjøen, Norskehavet og
Barentshavet. Erfaringer fra de samlede ringvirkningsstudiene inngår i kunnskapsinnhentingen til
OED i 2012 (Nilssen, Karlstad, Nilsen, Angell, Bergem, Bræin og Hervik 2012). I tillegg har Levertrapportene de siste tre årene summert samlede leveransetall fylkesfordelt i Nord-Norge, men
leveranseadresse er ikke kartlagt og ei heller kontrakter fordelt på bedriftsnivå eller bransjespesifikt.
Det er ikke blitt gjort studier av offshore-prosjekter som kan dokumentere hvilke samfunnsmessige og
økonomiske effekter som igangsettes. Vi beveger oss derfor med denne rapporten inn i et uoppgått
område når det gjelder i) samfunnsmessige studier av offshoreprosjekter og ii) hvilke empiriske
erfaringer som kan hentes fra andre steder på norsk kontinentalsokkel.
2.3 Datainnsamling
Hovedspørsmålet som denne studien søker å belyse er hvilke typer og omfanget av leveranser som
oppstår til et utbyggingsprosjekt av oljeressurser i Barentshavet. Til dette formål har vi tatt i bruk
ulike metodiske angrepsvinkler.
Den primære kilden for datainnsamling har vært tilgang til hovedkontrakter for Eni Norges Goliatprosjekt. Eni Norge har bidratt med informasjon om kontraktene gjennom en liste hvor de ulike
selskapene presenteres fordelt på hvilken kontrakt de innehar. Videre ble det i denne listen også gitt
informasjon om inngått kontraktsverdi fordelt på de i alt 12 hovedkontraktene samt kontraktsområdet
boreoperasjoner.
Tabell 2.1 Inngåtte hovedkontrakter fordelt på leverandør, type leveranse
Hyundai Heavy Industries
FPSO
Technip Norge
Flowlines, risers and installation
Aker Subsea
Subsea Production Systems
ABB
Siemens
Hammerfest Energi
Elektrisk undervannskabel
Onshore electrification
Elektrisk landkabel, fibernett,
støttetjenester
Marine installations
Offloading station
Mooring equipment
Mooring chain and accessories
DOF Subsea
APL
Aker Pusnes
Vicinay
29
Lankhorst
Hammerfest Energi Nett
Polyester line and buoyancy
elements
Onshore EICT installations
Saipem, med flere
Boreoperasjoner med
støttetjenester
Videre har vi fått uttrekk fra Eni Norges interne regnskapssystem. Vi har kunnet følge faktura basert
på de ulike kontraktene. Dette er kontrakter på nivå 1 i leverandørkjeden. De ulike fakturaene er
periodisert slik at vi kan systematisere innkomne faktura på forskjellige faser i utbyggingsprosjektet.
Videre har dette datamateriale en tilleggs-dimensjon hvor nedlagt og fakturerbar innsats i prosjektet,
er fordelt på de viktigste fasene i et gitt kontraktsregime i utbyggingsprosjektet. Vi har eksempelvis
tilgang til hvilke faser engineering, innkjøp og bygging inngår som sentrale for et utbyggingsprosjekt,
samt hvilke aktører som har de tyngste jobbene i de ulike fasene.
Som det framgår overfor har uttrekkene fra regnskapssystemet bidratt med oversikt over
hovedkontraktene. For å få informasjon over kontrakter også på nivå 2 og 3 (underleverandører til
hovedkontraktør, samt under-underleverandør) har vi supplert de to øvrige datakildene med intervju
av selskaper med hovedkontrakter eller andre viktige kontrakter. Vi har med støtte fra Eni Norge tatt
initiativ overfor bedrifter og forespurt om de var villig til å dele informasjon med oss om kontrakten.
Vi har også spurt om bruk av underleverandører. Tallgrunnlaget når det gjelder fordeling av
underleverandører på nivå 2 og 3, er i enkelte sammenhenger mangelfullt. Dette skyldes enten at den
aktuelle bedriften ikke har delt informasjon med oss eller at informasjonen som er delt har væt
ufullstendig eller ikke mulig å etterprøve. I disse tilfellene har vi gjort rede for usikkerheten rundt de
faktiske forhold, se spesielt kapittel 6.
Til sist har vi tatt i bruk tilgjengelig informasjon i form av skriftlige kilder og materialer som har vært
tilgjengelig for oss. Denne typen informasjon har vært skriftlige utredninger, informasjon om
prosjektet Goliat og annen Eni-Norge-relevant stoff. Videre har vi også hatt tilgang til korrespondanse
og dialog mellom Eni Norge, myndigheter og leverandører. Denne informasjonen har vært hhv
førstehåndsinformasjon og annenhåndsinformasjon: Vektleggingen fra forskningsprosjektet har hele
tiden vært at vi betrakter førstehåndsinformasjon som relevante data, mens annenhåndsinformasjon er
utelatt som grunnlag for rapporten.
Vi har av hensyn til konfidensialitet utvist skjønn i saker hvor det kan framkomme informasjon som
kan utfordre eller skade bedrifters kommersielle posisjon. I disse tilfellene har vi valgt å utelate
informasjon for å ta hensyn til bedrifter som har deltatt i forskningsprosjektet.
2.4 Data
Det er flere utfordringer knyttet til å følge et industriprosjekt over tid med en slik intensitet som Norut
Alta har gjort og fortsatt gjør med Goliat-prosjektet. Den ene utfordringen er at en del av
informasjonen vi er ute etter i forskningsprosjektet, kan være heftet ved kommersielle interesser og
ansees som konfidensiell informasjon. En bi-effekt av det kan være vanskeligheter med å få
informasjon fra bedrifter om bruk av underleverandører.
En annen utfordring har vært at det er metodisk utfordrende å trekke et skapt skille mellom effekter av
Goliat-utbyggingen, Eni Norges virksomhet i nord og regionale prosesser som ville funnet sted uten
utbygging. Det gjelder spesielt investeringer som Eni Norge har realisert i Nord-Norge og Finnmark,
og som ikke har direkte med Goliat å gjøre. Det er likevel grunn til å spørre seg om disse
30
investeringene hadde kommet uavhengig av Goliat-prosjektet. Vi anser at sannsynligheten for dette er
relativt lav. Det er Goliat-prosjektet som er driveren for Eni Norge i Finnmark, og utbyggingen skaper
en del avledet virksomhet i tillegg til prosjektet. Det innebærer for eksempel støtte til
næringsutvikling i influenskommuner, en betydelig støtte til kultur og utdanning, utviklingstiltak og
satsing på oppbygging av nye systemer for oljevernberedskap i Finnmark. Det er vanskelig å se for
seg at disse områdene ville blitt støttet uten at Eni Norge eller andre operatørselskap hadde interesser i
området og slik sett vil bygge et tilbud for sine ansatte på utvalgte lokasjoner.
31
3 Goliat-prosjektet og kontraktstruktur
I dette kapitlet skal vi gjennomgå Goliat-prosjektets plassering hos Eni Norge. Vi viser videre
hvordan det etablerte kontraktregime i Goliat-prosjektet er satt sammen. Målsettingen er å gi et bilde
av hvilke kontrakter som preger utbyggingsprosjektet, hvilket format disse har og hvordan
utbyggingsprosjektet er organisert gjennom bruk av leverandører i ulike faser.
3.1 Utbyggingsprosjektet Goliat
Utbyggingsprosjekter hos Eni Norge innebærer involvering av samtlige stabsfunksjoner, avdelinger
og enheter i oljeselskapet. I tillegg er partnerskapet med andre oljeselskaper i lisensen en viktig
referanseramme for det organisastoriske bildet. Selv om oljeselskapene tar hånd om de viktigste
prosjektstyringsoppgaver selv, er det vanlig å leie inn både personellstøtte for prosjekteringsoppgaven
og enkeltkonsulenter under ledelse av Eni Norges personell. Oljeselskapene behøver, av årsaker som
økt aktivitetsnivå i perioder, assistanse til å foreta de mest utvalgte operasjoner.
Hos Eni Norge er det fire avdelinger som ligger direkte under leder for Eni Norge. Disse fire
avdelingene er hhv. exploration (leting), development and technology (utvikling og teknologi),
operations (operasjoner) og license (lisens). I tillegg finner vi mer tradisjonelle stabsfunksjoner som
juridisk enhet og kommunikasjon, finans, HMS (helse, miljø og sikkerhet), innkjøp og HR (human
relations). De seks stabsenhetene støtter prosjektene og de fire avdelingene hos Eni Norge med
spisskompetanse på utvalgte områder.
Innenfor Eni Norge blir oppgavene organisatorisk delt mellom en midlertidig prosjektorganisasjon og
en permanent driftsorganisasjon under oppbygging. Utbyggingsprosjektet har fått navnet «Goliat
Development Project». Goliat-prosjektet er organisert som en egen enhet hos Eni Norge. Som
operatør for utbyggingsprosjektet utfører Eni Norge tjenester for enheten Goliat-prosjektet. De ulike
stabsfunksjonene sin viktigste oppgave er å levere støtte til Goliat-prosjektet. Avdelingene følger opp
og styrer utviklingen hos de ulike leverandørene i et gitt prosjekt. Dialogen mot markedet og
omgivelsene skal ivaretas. Tidskritiske innkjøp må foretas og disse skal plasseres i et globalt
leverandørmarked. Kontakt med myndigheter på den ene siden og lisens på den andre må fortløpende
koordineres med interne forhold. I tillegg legges det ned en betydelig innsasts i å ha et oppsyn på
framdrift i utbyggingsprosjektets mange underliggende sub-prosjekter. De til dels svært ulike
arbeidsoperasjonene skal også koordineres i forhold til hverandre. Utbyggingsprosjekter i olje og
gassektoren er derfor kompliserte størrelser også når det gjelder organisatoriske forhold.
Hos Eni Norge er Goliat-prosjektet formelt underlagt og har rapporteringsansvar overfor avdelingen
«utvikling og teknologi» (D&T). Goliat Development Project er igjen organisert i 6 ulike subprosjekter: Det første er execution16 med ansvar for å koordinere de ulike fasene og at overoppsynet
ivaretas av en samlet enhet når det gjelder de største utbyggingskontraktene utenom FPSO`:
Subsea Production Systems (SPS), Flowline & Riser, Engineering, Electrification samt Mooring &
Marine Installation.
Det andre sub-prosjektet har ansvar for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet for selve Goliat-prosjektet.
Det tredje er underlagt leder av FPSO-Manager. Denne delen har ansvar for å ivareta alt som har med
bygging av den flytende produksjonsenheten. Videre finnes det et eget sub-prosjekt på «Hook-up and
16
Execution=iverksetting
32
installation» med ansvar for å få flyteren installert offshore, kople til stigerør samt foreta koplinger til
forankringssystemer. Det femte sub-prosjektet er underlagt ledelse av en «Project services manager».
Dette prosjektet har overordnet ansvar for generell administrativ støtte. Til sist har lederen for
«Change/interface/value manager» ansvar for at endringer ivaretas på en kontollert måte når det
gjelder styring av premissene og grensesnittene for den valgte utbyggingsløsningen.
Figur 3.1 Organisasjonskart Eni Norge, Goliat-prosjektet
Managing dir
Legal
Communication
Kontrakter
Finans/kontroll
Leting/expl
Development and
HR
HSEQ
Operations
Lisens
technology
GOLIAT
Dev.proj
manager
Operational readiness
HSEQ
Excecution
FPSO
Hook-up
Project
service
Change/interface
Selve utbyggingsprosjektet Goliat settes sammen av forskjellige industriselskaper i en globalt
integrert produksjonskjede. Oljeplattformen, FPSO (Floating, Production, Storage and Loading),
bygges i Ulsan i Sør-Korea. Ulsan ligger 450 kilometer sørøst fra Seoul. HHI disponerer et
industriområde med 7.200.000 m2, mens offshoreverftet alene er 927.278 m2. FPSO-en er designet av
Eni Norge og assistert av Sevan Marine, og en del av detaljprosjekteringen er utført i London
33
(Chicago Bridge & Iron) Prosessdekket på flyteren skal ha en diameter på 107 meter.
Sammensetningen av flyteren ble igangsatt i november i 2011. I november 2012 ble skroget ferdig
bygget og toppsiden begynte å ta form. Boligmodulen ble løftet på skroget i november 2012: Den fem
etasjes boligmodulen veier 1100 tonn og det er i alt lagt ned 650 000 arbeidstimer for å ferdigstille
den. Boligmodulen er 5000 kvadratmeter og inneholde 120 enkeltrom.
De viktigste undervannssystemene designes og planlegges av Aker Subsea med kjerneaktivitet fordelt
mellom Egersund, Moss, Tranby, Aberdeen og Oslo. Monteringen og installeringen av disse
systemene gjennomføres av Technip Norge, som er et datterselskap av franske Technip. Et svenskeid
selskap, ABB, har oppdraget med utvikling og produksjon av kabelen som skal forsyne plattformen
med strøm fra land. Britiske Western Geco har samlet inn seismikken på feltet. Vicinay Cadenas, et
selskap fra Bilbao i Spania, har ansvar for design og produksjon av kjettingen som skal forankre
Goliat-plattformen i Barentshavet. Videre er DOF Subsea, et Bergens-selskap, hyret inn for å frakte
kjettingen og forankre plattformen til havs. Et hollandsk selskap, Lankhorst, produserer
forankringssystemer i Portugal for utbyggingen. Et dansk selskap har fått utleiekontrakten for et norsk
spesialdesignet forsyningsskip til Goliat. Til sist, men ikke minst, flys arbeiderne på Goliatplattformen med helikopter av et amerikansk selskap fra helikopterbasen i Hammerfest. Denne
geografiske reisen forteller oss først og fremst om den globale utstrekningen som preger
petroleumsnæringen. Videre forteller dette oss at økonomien er integrert over flere verdensdeler og at
petroleumsmarkedet ikke er konsentrert om en region, ett land eller et kontinent. Arbeidsdelingen er
global. Til sist understreker gjennomgangen at den petroleumsspesifikke kompetansen ikke er
geografisk konsentrert og sentralisert, men spredt geografisk i Norge, Europa og Asia for øvrig.
Denne globale petroleumskjeden smelter sammen 48 kilometer utenfor Sørøya i Finnmark.
3.2 Et oljeprosjekt i faser
Et utbyggingsprosjekt har mange steg som leder fram til endelig ferdigstilling av et
produksjonsanlegg. Denne figuren illustrerer en forenklet oversikt over sekvensielle steg i et
utbyggingsprosjekt hos Eni Norge. Fem hovedfaser vektlegges hvor ulike deler av organisasjonen
mobliseres med ulik intensitet i de ulike fasene.
Evaluering
Konseptvurdering
Konseptdefinering
Iverksetting
Ferdigstilling,
testing
Figur XX: 5 faser i et utbyggingsprosjekt, informasjon fra Eni Norge
Den innledende fasen i et utviklingsprosjekt består av operasjoner i form av reservoarmodellering17 og
forberedende studier for lete- og avgrensningsboring ute på feltet. Basert på resultater og output fra
reservoarmodellering og forberedende studier involveres andre deler av oljeselskapet i form av
detaljert evaluering og optimering av konseptalternativer. Dette er en omfattende prosess hvor ulike
disipliner er involvert. Dersom det vurderes som nødvendig i denne fasen, igangsettes det et
17
De mengdene med data som seismikk inneholder kan geofysikere benytte til å utvikle en tredimensjonal reservoarmodell som gir et bedre
bilde av hydrokarboninnholdet i undergrunnen.
34
forberedende arbeid rettet mot strategisk konsekvensutredning av feltet i denne fasen – et arbeid som
ivaretas av HSEQ.
Overgangen mellom evalueringsfasen og vurdering av konsept skjer ved beslutningspunktet Gate 1
(G1). Her foretas en samlet vurdering av de data som har framkommet i evalueringsfasen og man
beslutter om det er grunnlag for videre prosess i prosjektet. Dersom man velger å videreføre
prosjektet til konseptvalgsfasen, mobiliseres en del av den samme arbeidsstyrken på reservoar og
boresiden som var involvert i den første fasen. I overgangen mellom konseptvurdering og
konseptdefinering møter organisasjonen G2 som innebærer en samlet vurdering av de to første fasene
og deretter en vurdering av om grunnlaget er til stede for å gå videre med arbeidet i prosjektet.
Samtidig velges utbyggingsløsningen for feltet. Med unntak av brønneksperters arbeid med
reservoaregenskaper, utfases arbeidet med reservoar og boring på feltet når prosjektet beveger seg
over mot konseptdefinisjon og valg av utbyggingsløsning. Ved G3 skal Eni ha bindende tilbud fra de
største leverandørene. Den fjerde fasen avløses av en beslutning som kalles G3 hvor data framkommet
i konseptdefinisjonsfasen diskuteres og en avgjørelse tas om videreføring av utviklingsprosjektet. Et
utviklingsprosjekt beveger seg i denne fasen over i utbyggingsprosjekt hvor iverksetting står i
sentrum. I denne fasen er beslutninger om konsept fattet. Et innledende ingeniørarbeid ligger til grunn
for beslutningen og understøttes av FEED-arbeidet utført av ledende eksperter på det aktuelle
konseptet. I iverksettingsfasen koples detaljert planlegging og design av konseptet tettere på gjennom
å mobilisere eksperter både internt og eksternt. Kontraktstrategien legges, og basert på den tekniske
løsningen inviteres sentrale system- og installatørleverandører til å gi tilbud på utvalgte deler av
konseptet.
3.3 Kontraktregime i Goliatprosjektet – utbyggingsfase
Levering i henhold til budsjett og utbyggingsplan er ikke hovedmålet for et oljeselskap, men derimot
et sentralt delmål. Hovedmålet i prosjektsammenheng er maksimal inntjening over tid, ofte referert til
som nåverdien (Osmundsen 2007). Første del av prosjektet, selve utbyggingen, er viktig økonomisk
fordi beslutningen typisk er irreversibel og ofte involverer store beløp. Et viktig element som inngår i
den første delen av prosjektet, er å fastsette kontraktstrategien. Bygging av et produksjonsanlegg av
en størrelse som Goliat krever et utall mengde av varer og tjenester fra generell anleggsvirksomhet og
bespisning
til
svært
kompliserte
spesialproduserte
utstyrskomponenter
for
selve
produksjonsplattformen. Dette innebærer at spredningen i kompetanse er stor i arbeidet for å realisere
utbyggingsprosjektet.
I olje- og gassprosjekter definerer ofte de teknologiske forutsetningene utfallet av hvilke leverandører
som velges, samt hvilke leveranser som oppstår og hvilke ringvirkninger som dannes i ettertid. Goliatprosjektet, lik de fleste petroleumsprosjekter, har høy teknologisk og organisatorisk vanskelighetsgrad
og utbyggingen preges av kompleksitet. Det er derfor ikke gitt at prosjektet vil føre med seg
rekruttering av lokal arbeidskraft og leveranser for lokalt/regionalt næringsliv.
35
Figur 3.1 Om kontraktsregimet i Goliat-prosjektet
Figuren illustrerer hvilke kontrakter som er gjeldende på det spesifikke teknologiområdet i
utviklingen av Goliat-prosjektet. Dersom vi starter øverst i figuren ser vi at prosjektledelse
gjennomføres av Eni Norge. Dette innebærer ledelse av prosjektet gjennom hele prosjektfasen fra
konseptdefinering til operasjon og iverksettelse – slik det er illustrert ved bruk av gule felt i figuren. I
enkelte faser har de et tett samarbeid med Sevan Marine på når det gjelder utvikling av den flytende
plattformen.
I figuren er de største kontraktene illustrert på venstre side. FPSO-kontrakten involverer flere aktører i
gjennomføringen. Vi ser at Eni Norge står for konseptvurdering og konseptvalg, og at Sevan Marine
innehar FEED-kontrakten på FPSO`en. Detaljprosjektering gjennomføres i samarbeid med Chigaco
Bridge & Iron i London. Videre overtar HHI som ansvarlig aktør når FEED-fasen avsluttes og FPSOprosjektet beveger seg over i en fase med detaljert design, innkjøp, bygging, sammenstilling og
transport til Hammerfest. Parallelt med denne fasen har andre EPC18 leverandører ansvar for utvikling
av systemer for forankring og offloading-systemene som skal være om bord på FPSO`en. Disse
arbeidsprosessene beskrives nærmere i neste kapittel og kontraktene innenfor disse områdene innehas
av hhv Vicinay Cadenas, Aker Pusnes, Lankhorst og APL.
18
EPC: Engineering, procurement and construction; ingeniørtjenester, innkjøp og bygging. Dette er helhetlige kontrakter hvor en part har
totalansvar for alle de tre fasene (EPC). Disse kontraktene tildeles i all hovedsak etter fastpris-prinsippet (enhetspris).
36
Når EPC-arbeideen med forankrings- og offloading-systemene er ferdig, er det HHI og DOF Subsea
som overtar prosessen gjennom å transportere fortøyningselementene som er produsert i Spania til
feltet, preinstallere tau og kjetting på havbunnen, slepe FPSO`en til Goliat-feltet og foreta oppkobling
til til forankrisngssystemet. Denne fasen er merket med grønt i figuren. Deretter overtar Eni Norge og
Sevan Marine ansvaret gjennom idriftsettelse og oppstart.
Byggingen av FPSO i Sør-Korea er en EPC-kontrakt. Det innebærer blant annet at kontraktens
omfang er regulert av fastpriselementer og at HHI har totalansvar overfor operatør for hhv.
engineering, innkjøp og kontruksjonsdelen av kontrakten.
Dersom vi beveger oss nedover langs den vertikale aksen på venstresiden i figuren, ser vi at SPSkontrakten19 består av i all hovedsak tre parter. Den første er Aker Subsea som innehar en EPCkontrakt for å planlegge, designe, kjøpe inn utstyr og produsere havbunnsinnretningene som skal ligge
på havbunnen i Barentshavet. Aker Subsea er også nærmere omtalt og beskrevet i neste kapittel når
det gjelder hvilken måte og med hvilke leverandører selskapet har organisert kontrakten. Når Aker
Subsea har gjennomført sine ansvarsoppgaver i kontrakten, overtar Technip som skal installere
undervanns-installasjonene på havbunnen. I denne fasen bidrar også nøkkelpersonell fra Eni Norge i
arbeidet.
Når det gjelder kontrakten for stigerør er Technip innehaver av den største kontrakten. De har
designet, kjøpt inn rør og produser fleksible stigerør som skal transportere oljen fra havbunnen til
flyteren. Technip har videre levert stål- og fleksible rør som de har lagt ned (tildekket) på havbunnen
for oppkobling mot havbunnsinstallasjonene. En viktig del av Technips kontrakt innebærer også
gjennomføring av transport og installasjon/sammenkobling av disse strukturene på feltet. Vi viser til
kapittel 4 for en mer detaljert gjennomgang av denne kontrakten.
Nederst på venstre aksen i figuren er elektrifiseringsprosjektet plassert. Elektrifiseringsprosjektet
består av 5 ulike deler hvor igjen ulike selskaper innehar kontrakter. Her finner vi både ABB, Siemens
og Hammerfest Energi.
Alle innehavere av hovedkontrakter har behov for underleveranser, enten i form av direkte innkjøp av
varer og tjenester, eller at oppdragene har blitt satt ut på anbud. På denne måten ser vi at det oppstår
et hierarki av kontrakter. Hvor mange nivåer et slikt hierarki består av og hvor stor del av
kontraktssummen som tilfaller hovedkontraktøren, varierer sterkt mellom hovedkontraktene.
3.4 Goliat-kontraktene: Få og store EPC-kontrakter
Erfaringen fra Goliat utbyggingsfase er at det tildeles få og store EPC-kontrakter i
utbyggingsprosjektet. EPC-kontrakter er en mye brukt kontraktstrategi i norsk offshorenæring de siste
årene (Osmundsen 2011). Det typiske ved store EPC-kontrakter er at utbyggingsoperatør overfører
økonomisk og kommersiell risiko over på hovedentreprenøren fordi vedkommende entreprenør alene
er ansvarlig part overfor operatør. Et viktig poeng er likevel at NTK som kontraktsformat, som er
utarbeidet i samarbeid mellom operatørselskap og industrien, sikrer leverandørene store rettigheter og
bidrar til et balansert risikobilde. Helhetlige kontrakter omtales ofte som turn-key oppdrag hvor
operatørselskaper forventes å få nøkkelferdige produkter/komponenter levert. Det medfører at
innehavere av slike store EPC-kontrakter må være av en betydelig størrelse for å kunne håndtere en
økonomisk og kommersiell risiko som ligger i bunn av enhver EPC.
19
SPS: Subsea Production Systems: Undervannsteknologi og utarbeidelse av produksjonssystemer
37
Fra operatørens side er det både fordeler og ulemper ved å tildele store EPC-kontrakter i et gitt
utbyggingsprosjekt. På den ene siden reduseres oppfølgingsarbeidet fra operatøren mot leverandører i
en slik kontrakt. Når operatøren setter ut EPC-kontrakter, overføres totalansvaret for gjennomføring
og levering av en totalentreprise til en gitt leverandør. Med slike kontrakter av en viss størrelse blir
det færre kontrakter i et utbyggingsprosjekt, sammenliknet med en oppstykking en
arbeidsprosess/arbeidsomfang i flere underkontrakter. Derfor vil en oppstykket modell for
prosjektgjennomføring med et høyt antall og små kontrakter, være krevende for operatør fordi det vil
øke oppfølging og antall grensesnitt mellom operatørselskap og leverandører. Dette er
erfaringsmessig en svært tidskrevende jobb i et utbyggingsprosjekt.
I følge Osmunden (2012) er det få leverandører som er villig til å ta på seg totaloppdrag hvor en
leverandør bærer en vesentlig del av risikoen for et helt utbyggingsprosjekt. For et operatørselskap
innebærer det at man kan sitte igjen med regningen ved å betale en betydelig risikopremie og at avtalt
pris også kan bli høy fordi det er få aktuelle tilbydere. Det er viktig å understreke at operatøren uansett
er HMS-ansvarlig, og uavhengig av kontraktmodell vil dette kreve veldig tett oppfølging. Det er
vanlig i slike kontrakter at man opererer med formelle begrensninger på leverandørens ansvar, og
normalt dekkes eksempelvis ikke følgekostnader ved forsinkelser. Likevel er det et viktig poeng at
utbyggingslisensen må ta regningen dersom ikke leverandøren klarer å bære risikoeksponeringen i
kontrakten.
Ulemper ved EPC-kontrakter er, i tillegg til å overføre store mengder risiko på en ansvarshavende
leverandør, at operatøren får varsel senere dersom uforutsette hendelser i kontrakten oppstår. Det er
enten i form av endring i design eller andre avvik fra fabrikasjonsarbeid. Dette kan skape problemer
for et gitt utbyggingsprosjekt.
Motsatsen til få og store helhetlige EPC-kontrakter omtales som oppstykkede kontrakter med hvert
sitt ansvarsområde innenfor et relativt smalt teknisk segment. Mens EPC kontrakter både er omfattet
av planlegging, ingeniørarbeid, innkjøp og bygging, er de oppstykkede kontraktene ofte rene
byggekontrakter. En rendyrket kontraktstrategi med denne kontraktsformen medfører at operatør får
mulighet til å følge «gangen» i utbyggingsprosjektet tettere gjennom å «stå i midten» mellom
leverandører av design/tegninger på den ene siden og fabrikasjonskontraktør på den andre. Det
innebærer en kontraktmodell som krever høy grad av oppfølging, kontroll og håndtering av svært
mange grenseflater mellom leverandører i ulike sjikt i et utbyggingsprosjekt. En oppstykking i mindre
kontrakter innebærer også at flere leverandører vil kunne delta i anbudsprosesser siden disse
kontraktene medfører redusert kommersiell og økonomisk risiko. Det åpner altså for bruk av flere og
mindre leverandører, samtidig som det krever tettere oppfølging av leverandørene i et
utbyggingsprosjekt. Det er rimelig å anta at store operatørselskap med ressurser vil kunne ivareta en
slik kontraktmodell på en tilfredsstillende måte, mens de små og nyetablerte selskapene ikke vil kunne
ivareta en slik kontraktmodell av ressurshensyn. Tidligere studier viser at Statoil tidligere har vært en
aktiv tilhenger av slike oppstykkede kontrakter (Nilsen 2008; Osmundsen 2011). Det vil alltid være
variasjoner og supplerende bruk av disse to kontraktsmodellene i et gitt utbyggingsprosjekt.
Eksempelvis er det vanlig at en EPC-kontraktør setter ut en del av fabrikasjonen til andre, eventuelt
får supplerende bistand til innkjøp av kritiske varer og tjenester eller annen form for teknisk bistand.
Vi opererer altså ikke med to helt isolerte modeller, men to hovedtyper av kontraktmodeller hvor de i
praksis kan flyte over i hverandre.
I et utbyggingsprosjekt vil det alltid være en avveining av hvor mye risiko en skal overføre til
leverandører. Avgjørende faktorer vil være størrelse på prosjektet, grad av teknologisk modning på
konseptet man velger, størrelse på leverandører og hvor mange leverandører som kan tilby det
38
operatørselskapene etterspør. Kapasiteten til de beste leverandørene og tilgang til de riktige folkene
hos leverandørene vil kunne være avgjørende for hvilken kontraktstrategi som velges. Vi erfarer at
norske leverandører i mange sammenhenger foretrekker helhetlige kontrakter fordi dette gir rom for
utstrakt samspill mellom planleggere, ingeniører og verftet hvor den faktiske produksjonen foregår.
Fra norsk industri sin side hevder man at EPC-kontrakter er et konkurransefortrinn nettopp på grunn
av den tette samhandlingen mellom engineering og bygging. En annen årsak til at de foretrekker EPCkontrakter handler om at oppdelte kontrakter som settes ut gjennom mindre enheter ofte blir tildelt
basert på en spesifikk kravspesifikasjon hvor pris på byggetimer tillegges betydelig vekt. Her er
erfaringen at mange av fabrikasjonskontraktene går til såkalte lavkostland hvor timeratene er lavere
enn i Norge. På den måten er det industripolitiske motiver for interesseorganisasjoner å arbeide for
bestemte kontraktsmodeller. Det er likevel ikke slik at norske bedrifter utelukkende foretrekker EPCkontrakter. Erfaringer fra norsk offshoreindustri viser at en av våre fremste systemleverandør, FMC,
ofte foretrekker oppdelte kontrakter når de ber om tilbud fra sine underleverandører. Hensynet til egen
ingeniørkompetanse oppgis ofte som grunn til at de ikke behøver å plassere så mye kunnskapsbasert
ingeniørarbeid i markedet. De løser mange av disse oppgavene selv. Hos andre leverandører erfarer vi
andre handlingsmønstre. Poenget med dette er å vise at valg av kontraktstrategier er viktig for å forstå
hvordan utbyggingen er satt sammen, hvordan organiseringen i et oljeprosjekt er og for valg av
leverandører i en gitt utbygging.
39
4 Goliat-prosjektet og kontraktene
I dette kapitlet introduserer vi innholdet i de viktigste kontraktene for undervannssystemene, maritime
operasjoner20 og landbasert aktivitet som utgjør rammene for Goliat-feltet i Barentshavet. Videre gjør
vi rede for hovedinnholdet i kontraktene og bruk av underleverandører i kontraktene hvor data om
disse forholdene har vært tilgjengelig. Dette kapitlet danner grunnlag for beregningen av leveranser
som presenteres i kapittel 6 i rapporten.
4.1 Aktører og hierarkier i nasjonal undervannssegment (subsea)
Som nevnt tidligere har Eni Norge vært andelseier i Ekofisk siden tildeling av lisensen og har siden
starten av norsk oljevirksomhet hatt en viktig rolle i flere utvinningstillatelser. Goliat-prosjektet vil
være første gangen Eni Norge er i førersete fra letelisensen tildeles til et utbyggingsprosjekt skal
realiseres og settes i drift gjennom fullskala produksjon i Barentshavet. Betydelig teknologisk innsats
og satsing på undervannssystemer over flere år har gitt resultater og materialiseres i Barentshavet.
Derfor er forventninger om framtidige utbyggingsprosjekter som undervannsløsninger lansert relativt
hyppig. Disse spådommene har potensial for å lykkes dersom teknologien med undervannsseparasjon
videreutvikles og transport over enda lengre avstander muliggjøres. Videre legges det ned et betydelig
forskningsarbeid i undervannsinstallasjoner for å automatisere produksjonsprosessen i størst mulig
grad og såkalte «undervannsfabrikker» lanseres som en mulig løsning. Det arbeides blant annet med å
utvikle fullskala undervannsfabrikker hvor ressursene kan koples på eksisterende infrastruktur og
dermed er motivasjon å slippe å ha separate produksjonsskip eller flytere på hvert eneste felt: Dette vil
være spesielt kostnadssparende for framtidig petroleumsvirksomhet i Arktis med et krevende klima og
manglende infrastruktur. Automatisering av produksjonsprosessen, hvor subsea utgjør en meget viktig
komponent, er derfor høyt på agendaen i mange operatørselskaper.
Et perspektiv på denne utviklingen er at omsetningen i norsk petroleumsrettet leverandørindustri er
tredoblet siden 2000. Den eksportrettede omsetningen fra denne industrien anslås til om lag 150
milliarder kroner i 2011, eller om lag 40 prosent av den norske industris samlede omsetning (SSB
2012). De teknologiske utfordringene på norsk sokkel har bidratt til å utvikle en internasjonalt
konkurransedyktig leverandørindustri. Løsninger og teknologi tilpasset norske farvann har vist seg å
ha et stort marked internasjonalt. Etter norsk sokkel er de viktigste markedene for norsk
leverandørindustri Sør-Korea, Brasil og Storbritannia.
Det er en betydelig satsing på subsea- eller undervannsteknologi i norsk, og ikke minst i internasjonal,
olje- og gassektor. Om lag 50 prosent av produksjonen av olje og gass på norsk kontinentalsokkel
skjer nå via undervannsinstallasjoner (”havbunnsbrønner”). Olje- og energidepartementet peker på at
andelen vil øke framover.21 Nordsjøen var dominerende globalt på undervannsinstallasjoner på 1990tallet. Etter hvert har undervannsinstallasjoner også fått en vesentlig større plass i
produksjonssystemer globalt. Dette er viktig for norsk kompetansemiljø og næringsliv som orienterte
seg mot Nordsjø-markedet på 1990-tallet, fordi kompetansen nå flyter over til markedet for
undervannsinstallasjoner globalt. Resultatet er at næringsmiljø lokalisert i Norge nå er i
verdenstoppen på avanserte teknologiske løsninger under vann. Også ledende globale aktører i olje20
21
Varer og tjenester relatert til drift av borerigger/produksjonsflyter/offshorefartøy og relaterte operasjoner.
Foredrag av statssekretær Per Rune Henriksen på Petrosam-konferansen i regi av Norsk Forskningsråd, november 2012.
40
og gassektoren har etablert seg i Norge, og har gjennom oppkjøp og etableringer gått tungt inn i
forskning, utvikling og produksjon for undervannsteknologi (Nilsen, Arnesen og Hagen, 2012). I dette
kapitlet skal vi stifte bekjentskap med flere av disse selskapene og deres rolle i Goliat-prosjektet.
Norsk leverandørindustri er allerede meget godt posisjonert i denne utviklingen. Fordelingen av
aktører i den norske subsea-næringen skiller seg fra fordelingen av aktører når det gjelder den
landbaserte petroleumsvirksomheten. Leverandørhierarkiet for subsea, eller undervannssegmentet,
med de viktigste aktørene globalt, er illustrert i det følgende.
Operatørene er på toppen. På nivå to deler leverandørsjiktet seg i to; installatører og
systemleverandører. Systemleverandører er det i all hovedsak fire store;




Aker Solutions,
FMC,
GE Oil & Gas (kjøpte i januar 2007 Vetco Gray)
Cameron (ble i november 2012 slått sammen med Schlumberger)
De største installatørene, som er på samme trinn, karakteriseres ved at de installerer rør. De eier store
skip og de installerer rør ved hjelp av tromler som man kveiler rørene rundt i enkelte tilfeller. 22 I følge
våre kilder er det typiske i et utbyggingsprosjekt at systemleverandørene får kontraktene først, før de
settes ut til installatørene. Vi ser enkelte tilfeller det motsatte, men det hører sjeldenhetene til.
Et annet markedsområde innen subsea er såkalte FEED-kontrakter. Dette er i tidlig fase
ingeniørarbeid og planlegging hvor innehaver av kontrakten fungerer som en uavhengig rådgiver i
kraft av å foreslå design, konsept og utbyggingsløsning. I denne fasen legges viktige rammer i et
utbyggingsprosjekt og en del av disse aktørene har en gunstig posisjon i den videre
kontraktstildelingen.
I det globale markedet er det spesielt et stort selskap, JP Kenny, som har spesialisert seg på FEED.
Det hevdes fra enkelte av systemleverandørene at FEED-aktørene har mulighet til å legge
utbyggingene inn i de teknologiske områder som er gunstig for å kunne ta del i prosjektet i en senere
fase. Unntaket vil være de selskapene som bare arbeider med FEED, men ofte ser vi at FEED og
andre engineeringkontrakter er tett forbundet.
Under systemleverandører og installatørene finner vi underleverandører av tre hovedtyper. Da er vi på
nivå 3: Underleverandører av delsystemer, utstyrsleverandører og fabrikatører. Underleverandører av
delsystemer er ofte spesialiserte bedrifter innenfor engineering-segmentet med en høy andel av
oppdragene innenfor olje- og gass. Når man beveger seg over mot underleverandører av utstyr og
fabrikasjon viser erfaringene at disse ofte kombinerer flere markeder.
22
I noen tilfeller er rørene for store til å kunne kveiles eller de er dekket med betong og de legges derfor fra andre typer fartøyer
41
Figur 4.1 Leverandørhierarki undervannsteknologi på tre nivå med de viktigste aktørene på nivå 2.
Operatørselskap
Systemleverandører
Installatører
Aker Solutions, FMC, G.E, Cameron
Leverandør av delsystemer
-testing, design
Utstyrsleveranser
- ventiler, sylindre
Subsea 7, Technip
Fabrikasjon
- fra tegning
4.2 Hyundai Heavy Industries (FPSO)
Hyundai Heavy Industries Co Ltd (HHI) er valgt av Eni Norge til å levere den flytende produksjons-,
lagrings- og lasteinnretningen (FPSO) til Goliat. Denne kontakten er den største og mest omfattende
kontrakten i hele Goliat-prosjektet. Arbeidet innebærer blant annet detaljprosjektering, anskaffelser,
bygging, klargjøring til drift og transport fra Korea til Finnmark. Omfanget av denne kontrakten er på
10,975 milliarder kroner. Kontrakten er en EPC-kontrakt som innebærer at HHI har totalansvar for
totalentreprisen overfor Eni Norge. Sett i sammenheng med tidlige kontraktstildelinger fra norsk
kontinentalsokkel, er kontrakten til HHI en meget stor kontrakt, både med tanke på volum på
arbeidstimer og når det gjelder faktisk verdi. Ved inngåelse av slike kontrakter overfører utbygger stor
økonomisk og teknisk risiko over på leverandør. Det innebærer at valg av kontraktstrategi i dette
tilfellet også legger enkelte føringer for valg av leverandører med tanke på risikohåndtering som av en
følge av kontrakten. Kun bedrifter med en slik størrelse som HHI ville kunne bære en slik risiko.
Oljeplattformen, FPSO (Floating, Production, Storage and Loading), bygges i Ulsan i Sør-Korea.
Ulsan ligger 450 kilometer sørøst fra Seoul. HHI disponerer et industriområde med 7.200.000 m2,
mens offshoreverftet alene er 927.278 m2. Plattformen er spesialdesignet av personell i Sandvika og
Arendal (Sevan Marine) samt detaljprosjektert i Stavanger og London (Chicago Bridge & Iron).
Hoveddekket på flyteren skal ha en diameter på 102 meter. Sammensetningen av flyteren ble
42
igangsatt i november i 2011. I november 2012 var skroget ferdig bygget og toppsiden begynte å ta
form. Boligmodulen ble løftet på skroget i november 2011. Den femetasjes boligmodulen veier 1100
tonn, og det er i alt lagt ned 650 000 arbeidstimer i ferdigstillingen. Boligmodulen vil være 5000
kvadratmeter og inneholde 120 enkeltrom.
En betydelig del av kontrakten er regulert av fastpris (enhetspris).23 Leveranser til HHI utgjør totalt
9,5 mrd. kroner. Utstyrsleveranser er en stor del av kontrakten og utgjør om lag 60% av
totalkontrakten. Av dette utgjør bulk 40%. I all hovedsak er bulken levert fra Japan og Korea. Av den
totale kontraktsverdien utføres design og engineering i stor grad i Korea. Det Norske Veritas har hatt
en viss oppdragsmengde knyttet til beregning av stabilitet. Videre har Chicago Bridge & Iron i
London gjennomført detaljprosjekteringen. Når det gjelder produksjon har denne delen av kontrakten
tett opp til 100% koreansk innhold.
I august 2012 kunngjorde Eni Norge at framdriften i kontrakten var lavere enn forventet og at
kostnadene i utbyggingsprosjektet ble høyere enn antatt. En utsettelse av utbyggingsprosjektet ble
derfor annonsert. Årsakene til økte investeringskostnader til FPSO'en på om lag 2 milliarder kroner,
handler både om økte priser på utstyrspakkene i prosjektet, vektøkning på FPSO'en, bestilling av nytt
transportskip, økte råvarepriser. Videre er den øvrige kostnadsøkningen knyttet til
undervannsanlegget, boring av brønner på feltet, logistikk og oljevernsatstingen som Eni Norge
gjennomfører. Kostnadsanslaget i PUD var 30,5 milliarder kroner, mens de nye anslagene datert i juni
2012 er på 36,7 milliarder kroner. (se over)
4.3 Aker Subsea - Subsea Production Systems
Aker Subsea er et datterselskap til Aker Solutions. Aker Solutions har 22.500 ansatte og operer i 30
land. Selskapet defineres som systemleverandører til undervannssegmentet i norsk og internasjonal
petroleumsvirksomhet. Selskapet har sin kjernevirksomhet innenfor engineering, bygging
(construction), produkter, service samt integrerte løsninger for petroleumsmarkedet. Aker Solutions
prosjektportefølje med relevans for Goliat-prosjektet og operasjoner i områder med Arktisk klima, er i
følge selskapet Kashagan, Sakhalin, Hibernia og Snøhvit.
Kontrakten SPS med Eni Norge har en verdi på 2,3 mrd. kroner. Dette inkluderer service og
oppfølging.
Det komplette undervannsanlegget inkluderer åtte brønnrammer, 24 ventiltrær, kontrollsystemer, 20
kilometer med kontrollkabler, intervensjonsutstyr og koblingssystem.




Ventiltrærne: Dette er en innretning som monteres på brønnhodet når en petroleumsbrønn
kompletteres. Ventiltreet har gjerne to hovedstengeventiler, en toppventil (eng. swab valve),
to sideventiler samt produksjonsventil og strupeventil for regulering av produksjonen. Dette
produseres på Aker Solutions fabrikk på Tranby utenfor Drammen
Kontrollkabler/umbilical binder sammen kontrollsystemet på havoverflaten med
brønnventiler på havbunnen. De produseres ved Aker Solutions fabrikk i Moss.
Strukturer og manifolder. En brønnramme plasseres på havbunnen og forbinder olje- og
gassbrønner sammen. Fra disse bores brønnene. De er designet for å transportere olje og gass
fra brønnhodet til rørledning. Disse skal leveres av Aker Solutions verft i Egersund.
Kontrollsystemer skal produseres i Aberdeen.
23
Dette begrunnes med at man lettere kan holde oversikt over arbeidet gjennom avtaler om fastpris. Timerater vil i følge Eni
Norge medføre at de ikke kan holde like tett kontroll over arbeidsoperasjoner i Korea.
43

4.3.1
Hovedkontoret på Fornebu skal også her stå for prosjektledelsen.
Bruk av underleverandører
Ventiltrer:
 All engineering internt utføres av Aker Subsea på Tranby.
 Alle bestillinger gjøres internt i Aker Subsea.
 Smigodset/blokkene/materialet til trærne kjøpes fra Italia.
 All maskinering og sammenstilling skjer hos Tranby
Koplingssystemer/Tie-in brønnrammene og mot trærne
 All engineering foretas på hovedkontor Fornebu/Tranby.
 Leverandørsiden er hovedsakelig fordelt mellom leverandører i Polen og Østlandsområdet i
Norge.
 Smigods (råvarer) fra Italienske leverandører sendes til Polen hvor Aker Subsea har et par
store leverandører som gjør maskinering og sveising.
 Testing og sammenstilling skjer på Tranby.
Ventiler
 All engineering gjøres fra Fornebu og Tranby
 Råvarene er levert fra Storbritannia og noe fra Italia.
Kontrollsystemer og kontrollkabler
 All engineering og innkjøp styres fra Aker Solutions i Aberdeen.
 Dette består av tusenvis av mindre komponenter der noe kommer fra USA, Storbritannia og
fra Norge. Injeksjonsventiler levers fra FRAMO engineering.

Brønnrammer
 Stigerør/riserbaser; All engineering gjøres på Fornebu
 Hovedproduksjon av dette foregår i Egersund.
 Materialet kjøpes inn fra norske agenter, men kommer fra Asia og Tsjekkia. Dette gjelder
profiler, stålet og strukturer.
 Noe produksjon i Polen som blir satt sammen i Egersund
Umbilical/navlestreng
 Engineering gjennomføres på Fornebu
 Dette produseres ved Aker Solutions i Moss.
Av våre registre kan identifiseres nordnorske leverandører som Polarbase og Molab.
4.4 Technip Norge
Technip er et internasjonalt konsern som er til stede i alle verdensdeler. Konsernet har 30.000 ansatte
og hovedkontor i Frankrike. I Norge har Technip 500 ansatte og vært til stede siden 1989. I Norge har
selskapet kontorer i Sandvika (hovedkontor), Stavanger (drift), Haugesund (kontor og utstyrsbase) og
Orkanger (produksjonsanlegg stålrørsledninger). Hovedansvar for selskapets utbyggingskontrakter,
her med Eni/Goliat, er lagt til hovedkontoret i Sandvika. I Norge driver Technip særlig med
44
subseavirksomhet. Technip har egne offshorefartøy for installasjon av rørledninger og
undervannsstrukturer.
Technip Norge har fått EPCI-kontrakten med å utføre alle aktiviteter knyttet til levering og
installering av rørledninger og stigerørssystemer. Det omfatter bl.a. produksjon og installasjon av
fleksible rørledninger og stigerør, samt grøfting og nedgraving av rørledninger på havbunnen. Videre
skal Technip også dumpe stein for å jevne ut havbunnen i forbindelse med installasjon av utstyr og
rørledninger. Ytterligere omfatter kontrakten sammenkobling av alle installasjoner fra plattform og
mot brønnhoder på havbunnen. Herunder omfattes installering av havbunnsutstyr som bunnrammer,
manifolder mv. (utstyrsleveranser som ikke er en del av Technips egen EPCI-kontrakt). Opprinnelig
kontraktsverdi for Technip var 1,7 mrd. kroner, men det har økt til 2,2 mrd. kroner. 80 % av arbeidet
var ferdig pr november 2012. Det som var gjort av Technip fram til da er blant annet å hente
brønnrammene hos Aker Egerund1, frakte de Polarbase og videre til feltet, dumpe grus hentet fra
Repparfjorden samt fraktet stålrørledninger a 12 meter lengder fra Japan. Rørledningene ble sveiset
sammen i lengder på 1000 meter ved Technips anlegg i Orkanger og derfra hentet med et spesialskip
som kveiler rørledningene i enda større lengder på trommel. Dette ble installert sommeren 2012. De
har montert kontrollkabler og fleksible rør til produksjonen på feltet. Utstyrsoppkobling av rørender er
gjort uten dykkere ved bruk med ROV (undervannsbåt), og robotverktøy. Technip benyttet Polarbase
som base for operasjonene og utstyret ble mellom lagret der. I 2013 starter arbeidet med steinlegging
ute på feltet. Preinstallasjon av stigerør utføres også og vil ligge klare på sjøbunnen til FPSO'en
kommer i 2014. Technip installerte i 2011/2012 bunnrammer og manifolder, og disse ble laget av
Aker Subsea.
Mange av innkjøpene i kontrakten er satt ut i markedet. Stålrør som utgjør en av de tre-fire største
underleveransene, er innkjøpt fra Sumitomo fra Japan. En elektrisk varmekabel til oppvarming av
innhold i produksjonsrørledning, som skal forhindre danning av hydratplugger når produksjonen
stanser, er kjøpt fra Aker Solutions sin avdeling i Moss. Videre er innleide tjenester til grøfting på
havbunnen gått til Nederland, steindumping er satt ut til Canyon offshore, utvendig
beskyttelsesbelegg for stålrør satt ut til Bredero Shaw Norge/Orkanger. Oppdriftsmoduler stigerør er
gått til Trelleborg offshore i England. Videre har beskyttelsesdeksler blitt gjennomført av Stangeland
glassfiber, Arendal. Stigerørsankre er gått til Asturfeito i Spania, mens oppkoblingsutstyr rørledninger
er gjennomført av Aker Solutions/Fornebu og produsert flere steder i Norge. Av transporttjenester er
det tre hovedgrupperinger av bedrifter som har vunnet underleveranser. Det er SAL (tysk) Big Lift
(transportert de tunge strukturene til Hammerfest) og stor kranbåt (Eide Marine Service). Så har
Technip benyttet noen egne skip og en rekke innleide spesialskip til å utføre ulike
undervannsinstallasjoner, grøfting på havbunnen mv. Disse fartøyene er innleid både fra norske og
utenlandske rederi. Det som er produsert av Technip selv er i stor grad produsert på Orkanger; gjelder
stålrør som er sammensveiset og behandlet i Orkanger. Fleksible stigerør er produsert ved Technips
fabrikk i Frankrike. Alt annet utstyr til bruk i kontrakten er innkjøpt fra andre.
Dette er en av kontraktene i Goliat-prosjektet med høyst lokal og regional relevans. Siden utstyret har
gått via Polarbase har lokale og regionale bedrifter blitt involvert. Også andre miljøer i Nord-Norge er
underleverandører som for eksempel Harstad Mekaniske verksted (fundamenteringsplater til legging
på havbunnen). Videre har miljøer som Hammerfest Industri Service (HIS) hatt oppdrag, det samme
har Polarbase, Bring-Polarbase, Arctic Seaworks, Erling Haugs avd. Hammerfest, Norbase Harstad,
Hammerfest havn samt Tools Nord. I tillegg er det en god del andre og små leveranser som har gått til
lokalt næringsliv som for eksempel kontormateriell, leie av utstyr, snekkerarbeid. I tillegg har
installasjonsfartøyene kjøpt inn bunkers og forsyninger.
45
Mesteparten av personelltransporten ble gjort over Hammerfest lufthavn, så langt det var kapasitet.
Denne flyplassen ble foretrukket da det hadde vist seg upraktisk å kombinere transport med fly og
busstransport via Tromsø eller Alta. Selskapet kjøpte også inn et betydelig antall hotellovernattinger
lokalt, dvs. mange hundre hotelldøgn, i forbindelse med mannskapsbytte på de mange innleide og
egne spesialbåter som deltok i arbeidet med installasjon og sammenkobling av subseainstallasjoner.
4.5 DOF Subsea
DOF Subsea Norge tegnet i juni 2011 kontrakt med Eni Norge på marine installasjonsarbeider.
Kontraktsperioden løper fra juli 2011 til desember 2013.24 Kontrakten omfatter produksjon og
installasjon av 14 sugeankere, forhåndsinstallasjon av kjetting, polyester-tau og flyteelementer og
midlertidig forankring av plattformen utenfor Hammerfest. I tillegg skal DOF Subsea foreta endelig
uttauing og oppkobling på feltet. Kontrakten har i følge Eni Norge en verdi på 300 millioner kroner
Kontrakten mellom DOF Subsea og Eni Norge er inndelt i fire ulike arbeidspakker:
1) Fabrikasjon og installasjon 14 sugeankere (stålbøtter) på 160 tonn, 15 m høye og 8 m
diameter. Dette vil være festepunkt for ankerline fra FPSO'en.
2) Pre-installere polyester-tau ute på feltet.
3) Ta imot FPSO`en ved mottaksstasjonen i Hammerfest og forankre flyteren på Polarbase for en
periode. Det er foreløpig uklart hvilken tidsperiode dette arbeidet skal skje. Utgangspunktet
for mottak av FPSO`en i andre kvartal i 2014.
4) Planlegge og gjennomføre selve slepingen til feltet, samt forankre plattformen ute på feltet.
I tillegg har DOF en del arbeid består i:






Å bistå med fabrikasjon av sugeankre. Her har Sevan dimensjonert sugeankrene, mens DOF
har gjennomført detaljert design designet.
Det er Ruukki, et finsk selskap, som står for fabrikasjon av sugeankrene.
Å plukke opp kjetting i Bilbao i Spania hos Vicinay og transportere til Hammerfest
Å mobilisere installasjonsfartøyet
Å plukke opp polyestertauet som lages i Portugal
Å plukke opp oppdriftselementene til forankringssystemet i Rotterdam
Kontrakten innebærer et behov for et team på land med om lag 25 mann. Installasjonsarbeidet vil, når
det starter (offshore), kreve personell i Hammerfest som utgjør i sum 5-10 mann. Båten har i tillegg
65 mann om bord. I perioder vil DOF Subsea derfor sysselsatte tre båter og i sum utgjør dette litt i
overkant av 100 personer. Dette vil innebære en del lokal aktivitet og innkjøp.
DOF Subsea har brukt en betydelig mengde underleverandører i sin kontrakt. Det er tre store
underleverandører som samlet har en verdi 60-70 millioner kroner. Til fabrikasjonskontrakten har det
finske selskapet Ruuki blitt brukt til å produsere sugeankere. STX, et annet finsk selskap, er
underleverandør til Ruukki. DOF Subsea har en underleveranse for transport. Dette er en rammeavtale
som er inngått med Bring og gjelder transport av kjettingene til Hammerfest. Til sist vil avtalen med
24
Denne kontrakten forlenges som en følge av forsinkelsene i transport av FPSO til Barentshavet
46
Eni Norge kreve diverse utstyr. Dette handler om rigging, stropper/tau til ankere, sjøsikre sugeankere,
sveisere eller platearbeidere.
4.6 Vicinay Cadenas
Vicinay Cadenas er tildelt kontrakt for leveranse av forankringskjettinger til Goliats
produksjonsinnretning. Morselskapet til Vicinay Cadenas er registrert i Bilbao, Spania. Vicinay
Cadenas har èn person ansatt i Norge, og personen er lokalisert i Tønsberg. Kontrakten har en verdi på
ca. 150 millioner kroner Vicinay Cadenas skal levere 14 forankringskjettinger og tilhørende
oppkoblingsutstyr. Kjettingene vil ha en diameter på 165 mm.
Kjernen i oppdraget er å levere ankerkjettinger. Ankerkjettingene har en diameter på 165 mm
ståldiameter og leveres med den høyeste kvaliteten (R5) noen gang. Kjettingene har en bruddlast på
2750 tonn. Ifølge våre kilder er dette en av markedets kraftigste kjettinger. I tillegg skal Vicinay også
levere «connectors» eller forbindelseselementer i smidd stål som brukes for å skjøte kjetting og
kjetting, samt kjetting og polyestertau. I tillegg skal selskapet levere såkalte «hundebein» i stål som er
opptil 6 meter lange.. Disse skal brukes/festes til oppdriftselementer for å holde polyesterlinene opp
fra sjøbunnen. Dette utgjør i sum 14 ankerliner hvor hver ankerline har to kjettingelementer, en på
200 m og en på 450 m, og til sammen har de en totalvekt på 5000 tonn. Disse er nå ferdig produsert
og ligger transportklare på kaia. Installasjonskontraktøren DOF Offshore skal stå for transport og
installasjon av kjettingene. Sugeankre med tilhørende nedre kjettinglengder er nå installert offshore.
4.6.1
Leverandørhierarkiet i denne kontrakten
I følge Vicinay Cadenas er alle selskapets leverandører i Spania og Bilbao. Samtlige
underleverandører er fra Spania. Stålverket som brukes for å levere stål er lokalisert 200 km fra
Bilbao, og alle andre underleverandører ligger i geografisk nærhet til Bilbao. Stålet utgjør den største
komponenten av underleveranser og det utgjør 40 % av totalverdien. Bedriften som leverer stål er
Gerdau SideNor. Vicinay utfører selv smiingen av kjettingen. Deretter går delene til
underleverandører for varmebehandling (10 % av verdien). Så blir de maskinert (under 5 % av
verdien). Så kommer de tilbake til Vicinay, blir testet, prøvebelastet og merket og klar til forsendelse.
Kontoret i Norge inngår i det Vicinay har definert markedsmessig som Nord-Europa. 99% av
markedet for Nord-Europa har utspring på norsk kontinentalsokkel. Det gjelder både innenfor salg og
markedsføring. Vicinay har en sterk posisjon globalt. Selskapet har levert kjetting til nærmest
samtlige flytende produksjonsplattformer på norsk sokkel, bortsett fra Troll B og Troll C.
Da Vicinay ble tildelt Goliat-prosjektet, var det et viktig prosjekt for selskapet både
kompetansemessig og også når det gjelder prestisje. Goliat-prosjektet har utløst en stor investering
hos bedriften gjennom å skaffe til veie en ny testmaskin for å strekke opp til 4000 tonn. Europas
største testbenk står nå i Vicinays lokaler i Bilbao som en følge av Goliat-prosjektet.
4.7 APL Norway AS (Arendal)
APL25 (Advanced Production and Loading) er en markedsledende bedrift innenfor utvikling,
produksjon og salg av produktsystemer for transport av olje og gass. APL sin teknologi er delt i to
25
APL Norway AS eies 100% av NOV APLE PLC (National Oilwell Varco). APL Norway AS er lokalisert I Arendal I
Aust-Agder fylke.
47
hovedområder. Det ene er innenfor forankrings- og produksjonssystemer for FPSO og det andre er
lastesystemer for olje og gass mellom ulike enheter.
APL-kontrakten består av å utvikle og levere en oljelossestasjon som skal monteres fast på flyteren.
Oljen skal overføres fra FPSO til en shuttle-tanker som ligger ved siden av flyteren. Kontrakten har en
verdi på 127 millioner kroner. Oljelossestasjonen består av slanger, trommel, trommelmaskineri,
stasjonshus og såkalt «hang off frame»26. Dette er ny teknologi førstegangsutviklet i Norge av APL.
Noe av dette er produsert i utlandet. Slangen er eksempelvis produsert i Italia , mens trommel er
produsert i Singapore. «Hang off frame» kontrakt ble tildelt Miras i Mo i Rana. Imidlertid ble
produksjon av denne ferdigstilt hos NOV Søgne pga. konkurs hos Miras datterselskapet som hadde
kontrakten. Miras-kontrakten besto blant annet av utstyr for å avlaste losseslange når den ikke er i
bruk ("Hang off equipment").
4.8 ABB
ABB er et multinasjonalt foretak med hovedkontor i Sveits. Foretaket driver forretningsmessig
virksomhet i flere verdensdeler. ABB har tre omfattende kontrakter mot Goliat-prosjektet. ABB er et
selskap innen kraft- og automasjonsteknologi. ABB i Norge har over 2.000 ansatte og en årlig
omsetning på rundt 8,5 milliarder kroner. Selskapet er en del av den internasjonale ABB-gruppen med
rundt 117.000 ansatte i ca. 100 land.
4.8.1
Subsea-kabel
Hovedkontrakten ABB innehar overfor Eni Norge er knyttet til levering av en undervannskabel som
skal forsyne Goliat FPSO med strøm fra kraftnettet på land. En del av strømforsyningen til
plattformen skal gå gjennom en 106 kilometer lang sjøkabel. I følge tall fra Eni Norge vil delvis
elektrifisering fra land redusere CO2-utslippet med opp til 50 prosent gjennom å minske behovet for
elektrisitet produsert fra plattformens gassturbiner. Den plastisolerte (PEX) kabelen på 123 kV, 75
megawatt, er den lengste vekselstrømkabelen som er levert til et havbasert anlegg. Kabelen skal
transportere energi fra det norske kraftnettet på land til Goliat FPSO. Kabelen har integrert fiberoptisk
kabel for temperaturovervåkning og kommunikasjon samt en 1,5 kilometer lang dynamisk seksjon for
å kunne tilpasse seg bevegelser på den flytende plattformen. Dette er en EPCI-kontrakt, en såkalt
turnkey-kontrakt, hvor totalansvaret for totalentreprisen innehas av ABB. Det innebærer at
engineering, innkjøp, produksjon og installasjon ivaretas av ABBs avdeling i Karlskrona i Sverige.
Den totale verdien på kontrakten er 676 mill. NOK.
ABB i Sverige har 600 ansatte ved kabelfabrikken i Karlskrona. Organisasjonen har satt ned en
prosjektgruppe på 10 personer som har arbeidet kontinuerlig med prosjektet. I tillegg har en rekke
personer i stab vært involvert i dette prosjektet. Det betyr at om lag 400 personer totalt har vært
involvert for å realisere denne kontrakten. ABB rapporterer å ha økt kompetanse på engineering
gjennom kontrakten med Eni Norge. Det er spesielt arbeidet med å utvikle dynamiske kabelsystemer
som har vært et kompetanseløft for ABB.
ABB har tatt i bruk et stort antall underleverandører i arbeidet med kontrakten. I det følgende
gjennomgås de største underleverandørene til ABB for subsea-kabelen.
26
Utstyr for avlastning av losseslange når den ikke er i bruk.
48
1. EMAS sitt kontor i Oslo har hatt ansvar for legging av kabelen på sjøbunnen. Alt tilhørende
arbeid fra design, engineering til selve legging av kabelen har en samlet verdi på 70 mill.
NOK. De oppgitte 70 mill. NOK er eksklusiv leie av fartøy. 27
2. Canyon, som er lokalisert i Storbritannia, har hatt en relativt betydelig installasjonskontrakt.
Det innebærer såkalt ”trenching”, dvs. nedgreving av kabelen på havbunnen.
3. Tideway, som er lokalisert i Holland, innehar en installasjonskontrakt for ABB. Kontrakten
innebærer steindumping over kabelen i områder hvor det ikke har vært mulig eller ønskelig å
grave ned kabelen.
4. I tillegg har 20-25 bedrifter vært underleverandører av ulike tillegg til ABB når det gjelder
engineering og detaljprosjektering. Av disse bedriftene utgjør norsk andel om lag 20%, hvor
resterende fordeles på britiske, svenske og nederlandske bedrifter.
Arbeidet som legges ned i Finnmark og Hammerfest er ifølge ABB begrenset. Kabelfartøyet legger til
i Hammerfest for å overføre kabelen på land. Videre må det installeres og tas i bruk en vinsj for å
gjennomføre operasjonen, samt å skjøte sammen ABBs kabel med en landkabel. Dette stipuleres av
ABB til å innebære om lag en ukes arbeid, hvorav 5 personer fra ABB vil være involvert. Det er
EMAS som er ABB`s kontraktspart på denne jobben. ABB Sverige gjør hovedparten av arbeidet med
kontrakten selv. ABB anslår at over 55 % gjennomføres internt i selskapet og resterende settes ut.
4.8.2
ABB og Hyundai Heavy Industries (HHI)
ABB Norge innehar en kontrakt hvor de skal levere komplette løsninger for elektro, automasjon,
instrumentering og telekommunikasjon til Goliat-FPSO. Kontrakten har en verdi oppgitt opprinnelig
på 300 millioner kroner. Avtalen innebærer at ABB skal levere produkter og systemer for elektro,
automasjon, instrumentering og telekommunikasjon til en flytende produksjons-, lagrings- og
losseenhet (FPSO) som bygges i Sør-Korea.
Kontrakten har pr 2012 vokst til over 706 millioner kroner, primært fordi kvantitetene (for eksempel
antall brann og gassdetektorer) økte sterkt, og det var langt flere komponenter som skulle leveres enn
det som vare estimert ved kontraktsinngåelsen.
4.8.3
ABB og Eni Norge – ventil-leveranse
ABB har videre en leveranse på ventiler til en verdi på 200 mill. kr som skal brukes på FPSO-en.
Ventilene kjøper ABB «back-to-back» hos underleverandøren Solberg & Andersen.28 Back-to-back er
et kontrakt-teknisk element hvor risikoen hovedentreprenør har etter hovedkontrakten, overføres til
underentreprenøren i størst mulig grad. Det betyr at leveransene til Eni Norge går gjennom ABB, som
igjen kjøper fra Solberg & Andersen, hvorav Solberg & Andersen er ansvarlig part. De kjøper igjen
fra enkeltstående og små bedrifter.
27
Emas har selv offentliggjort denne informasjonen
28
Solberg & Andersen er lokalisert med hovedkontor i Bergen. De har 215 ansatte og er markedsledende leverandør på ventiler og relaterte
tjenester til norsk olje- og gassindustri og landbasert prosessindustri. De har i tillegg etablert virksomhet i Porsgrunn, Oslo, Kristiansund,
Stavanger og Hammerfest.
49
4.9 Siemens
Siemens har 1500 ansatte i Norge, herav PTD (Division Power Transmission Distribution) i Norge
med 150 ansatte. PTD har aktivitet innen flere områder, men det er prosjekter og
transformatorstasjoner aktiviteten er størst. PTD har hovedsete i Oslo, men er også etablert i Bergen
og Trondheim.
Elektrifiseringskontrakten på land for Goliatutbyggingen utøves (administreres/ledes) av PTDkontoret i Trondheim. Oppdraget har bestått i tegning og planlegging av transformatorstasjoner,
beregning av hva slags innmat som skal stå inni transformatorstasjonene og sette dette sammen. PTD
produserer ingenting selv. Mesteparten og de største elementene i transformatorstasjon er produsert
hos og kjøpt fra Siemens i Tyskland.
Kontrakten er delt inn i fem enkeltdeler. Innmaten i transformatorstasjonen er en Siemens-kontrakt der
ingeniørarbeidet er utført i Norge mens transformatoren er produsert Tyskland. Den andre delen
omfatter transformatorbygget/bygningsskallet. Dette er en Skanska-ledet kontrakt og inkluderer en
skjøtebygning ved sjøen nær Forsøl/Orresjåbukta. Den tredje delen omfatter infrastruktur og er også
en Skanska-kontrakt. Den kontrakten innebærer bygging av vei inkl. grøfter og kulverter langs
Forsølveien. Den fjerde delen er kabelarbeid og ledes av Bravida. Den siste delkontrakten er bygging
og rivning av strømlinjer. Denne innehas av Istad ved Molde-avdelingen.
Når det gjelder lokale og regionale underleveranser viser våre analyser at bedrifter i Hammerfest, Alta
og Tromsø har flere underleveranser. Under byggekontrakten til Skanska finner vi Elektro AS, Jens
Jensen og 2tal AS (flere kontrakter) fra Alta. Videre finner vi Rørlegger Berntsen, Protan, Ma-Bu, GK
Hammerfest og Byggpartner fra Hammerfest. Videre finner vi Proff Renhold og Pettersen Blikk fra
Tromsø. Under enkeltkontrakten til Siemens finner vi Sjøgren & Sønner, Larsen Maskin & Transport
samt Hammerfest Industriservice fra Hammerfest. I Bravida-kontrakten har Petter Gagama og Larsen
Maskin & Transport hatt hver sin leveranse. Til sist har John Kildahl & Sønner fra Nordland, Larsen
Maskin & Transport m.fl. levert til Istads arbeid med rivning og bygging av strømlinjer.
4.10 Aker Pusnes
Aker Pusnes er et datterselskap til Aker Solutions i Aker-konsernet. Det er Aker Pusnes i Arendal som
er kontraktsparten til Eni Norge for leveranse av fortøyningssystemer til FPSO på Goliat. Denne
kontrakten har en verdi på 150 millioner kroner.
Kjernen i oppdraget er å utvikle og produsere systemet for en permanent forankring av FPSO ute på
feltet. Oppdraget omfatter utvikling og levering av 14 fester for ankerkjettinger om bord på den
sylindriske Goliat-plattformen. I tillegg skal Aker Pusnes levere tre vinsjer til ankerkjettingene som
har en dimensjon på 165 millimeter tykkelse. Dessuten inneholder kontrakten leveranse av 14
løpehjul for ankerlinene og som sveises fast til FPSO skroget.
Aker Pusnes har en omfattende bruk av underleverandører (450 stk.). I alt utgjør bruk av de 14 største
underleverandørene en innkjøpsverdi på om lag 100 millioner kroner. Det vesentlige er innkjøp fra
polsk industri samt noe fra Tyskland og Danmark. Disse tre grupperingene av bedriftene står for en
betydelig del av Aker Pusnes sine underleveranser og utgjør om lag 54 % av de 14 største
leverandørene til Aker Pusnes. De resterende 46% er bedrifter fra Norge.
50
4.11 Lankhorst
Kontrakten gjelder delleveranse til fortøyningssystemet til Goliat FPSO. Leveransen omfatter
Polyester fortøyningsliner som er produsert i Viana, Portugal. Linene er bindeledd mellom
forankringssystemet på havbunnen og Goliat-FPSO. Videre omfatter leveransen flyteelementer som er
produsert i Sneek i Holland. Flyteelementene er tilknyttet polyesterlinene for å holde disse høyere i
vannet og hindrer linene falle ned mot bunnen når linene er slakke.
Kontrakten med Lankhorst er på 80 millioner kroner. Lankhorst kontrakten er direkte med Eni Norge.
Lankhorst og Vicinay leverer altså utstyr til DoF som utfører installasjonen, leier båter til arbeidet,
leier lagerplass og kjøper inn en del lokale støttetjenester i forbindelse med installasjonsoppdraget.
For Eni Norge er dette hhv.
4.12 Sevan Marine
Sevan Marine er et engineering- og teknologiselskap med hovedkontor lokalisert i Arendal. De har to
kontrakter som har relevans for utviklingen av Goliat-prosjektet. Den ene kontrakten er en tidlig fase
design- og utviklingskontrakt for Eni Norge i utviklingen av FPSO-teknologien (FEED-kontrakt;
front-end-engineering-design). Dette er en isolert kontrakt som ble tildelt tidlig til Sevan Marine våren
2008 i konkurranse med blant annet Aker Solutions. FEED-kontrakten la grunnlaget for utviklingen
av teknologien og designet som Eni Norge og Heavy Hyundai Industries bygger i Sør-Korea. Det var i
denne fasen at de viktige prosjekterings- og designdetaljene av den sirkulære flyteren ble tatt, og
relasjonene til Eni Norge ble utviklet. Sevan Marine utviklet FPSO`en Sevan 1000 med utgangspunkt
i norsk teknologi med god støtte i forskning og utvikling om sirkulære flytere og på hvilken måte
flyteren responderte på det sub-arktiske marine miljø som bølger, vind og ikke minst når det gjelder
potensiell kollisjon med andre fartøy. Den sirkulære flyteren var ikke testet ut i norske farvann
tidligere, men Sevan Marine hadde erfaring fra Storbritannia og Brasil med denne typen
produksjonskonsept.
Den andre kontrakten er en pågående serviceavtale kontrakt med Eni Norge. Kontrakten er en såkalt
”Relationship Agreement” hvor oppfølging av design og engineering på ankersystem, offloading og
sugeankre står i sentrum. Denne kontrakten har 12 forskjellige punkter, inkludert
oppfølgingsaktiviteter for Eni Norge samt et ansvar for personell hvor Eni Norge behøver assistanse i
utbyggingsprosjektet. Den opprinnelige kostnadsrammen ved inngåelse av kontrakten i januar 2010
var på 392,5 mill. NOK.
51
4.13 Boreoperasjoner og relaterte tjenester
Eni Norge startet boringen av de planlagte 22 produksjonsbrønnene høsten 2012. Boringen forventes
fullført første halvår 2016, dvs. vel ett år etter at produksjonen ved Goliat-feltet har startet opp. Eni
Norge har inngått en 5 + 2 års kontrakt med Saipem om leie av boreriggen Scarabeo8 til å utføre
boreoperasjonene. Saipem har eget boremannskap, marint mannskap og plattforledelse på riggen.
Disse utgjør nærmere 100 personer på hver turnus. En god del av mannskapet er norsk. Til å utføre
cateringtjenester om bord har Saipem inngått avtale med et cateringselskap med egne ansatte om bord.
En operatør vil trenge kontrakter av ulike slag for en boreoperasjon. Derfor er det flere
serviceselskap/spesialfirma både om bord og mange norske. De fleste kontrakter med serviceselskap
(MI Swaco, Schlumberger m.fl.), logistikkselskap og en del andre leverandører tilknyttet
boreaktiviteten er gjort direkte med Eni Norge. Mye av disse aktivitetene innebærer sysselsetting og
leveranser lokalt. Det gjelder bl.a. lagring/mellomlagring av væsker/tørrstoff, foringsrør, borekroner
og kompletteringsutstyr samt blandefasiliteter og verkstedtjenester. Videre inngår
avfallshåndtering/deponi,
baseog
kontortjenester,
helikopter/annen
transport
samt
overnatting/leiligheter i de omfattende borerelaterte operasjonene.
Det vil også være mange små kontraktører som foretar forskjellige jobber offshore eller på land, som
ikke har faste oppdrag, men utfører tjenester etter behov (reparasjoner, komplettering mv.).
Til boreoperasjonene til Scarabeo8 har Eni Norge innleid fire beredskaps-/støttefartøy under
produksjonsboringen. Disse skipene er Esvagt Aurora (beredskap), Troms Pollux (forsyningsskip),
Stril Challenger og Njord Viking (ankerhåndtering mv.). Esvagt Aurora skal i tillegg fortsette i
driftsfasen og være beredskapsbåt for Goliat FPSO.
Forsyningsbase og helikopterbase for både rigg og støttefartøy er Polarbase og helikopterbasen i
Hammerfest.
52
5 Oljevernberedskap, inspeksjon og avfallshåndtering Goliatprosjektet
I dette kapitlet skal vi redegjøre for organisering av norsk oljevernberedskap slik den fungerer på
norsk kontinentalsokkel. Videre går vi kort inn i hvilke krav til beredskap som er gjeldende i henhold
til Klif retningslinjer, før vi beveger oss over på hvordan oljevernberedskapen samt avfallshåndtering
er organisert i forbindelse med Goliat-prosjektet. Til sist viser vi hvilke bedrifter som har hatt
leveranser av varer og tjenester når det gjelder oljevernberedskap og avfallhåndtering i tilknytning til
Goliat-prosjektet i Barentshavet.
5.1 Organisering av oljevernberedskap
Fiskeri- og kystdepartementet og Kystverket har ansvaret for den statlige beredskapen mot akutt
forurensning. Den samlede oljevernberedskapen i Norge inkluderer også kommunal og privat
beredskap. I sentralforvaltningen ligger det formelle ansvaret for oljevernberedskapen hos flere
aktører, hhv. Fiskeri- og kystdepartementet/Kystdirektoratet og Miljøverndepartementet / Klima og
forurensingsdirektoratet (Klif). Kystverkets beredskapsavdeling ivaretar statens ansvar for beredskap
og aksjon mot akutt forurensning
Fiskeri- og kystdepartementet har siden 2003 hatt det overordna ansvaret for oljevernberedskapen.
Kystverket, som nasjonal etat og fagmyndighet, har ansvar for statens operative beredskap på dette
fagområdet. I dette ligger også å skulle koordinere statlig, kommunal og privat beredskap i et
nasjonalt beredskapssystem. Beredskapen mot akutt forurensning er organisert i tre nivå: Privat
beredskap, kommunal beredskap og statlig beredskap. Privat beredskap er den primære
beredskapsplikten. Beredskapen skal være dimensjonert etter miljørisiko og skal håndtere hendelser
som skyldes egen virksomhet. KliF har stilt særskilte krav til virksomheter, herunder
petroleumsvirksomheten. NOFO ivaretar operatørselskapenes oljevernberedskap på den norske
kontinentalsokkelen. Videre finner vi det som er definert som kommunal beredskap. Den er basert på
risikovurderinger av normal virksomhet i kommunen, som er organisert i 34 beredskapsregioner. Et
interkommunalt utvalg for akutt forurensning i hver region ivaretar beredskaps- og aksjonsoppgavene.
Denne beredskapsfløyen er tenkt å skulle ivareta de små og akutte utslipp. Til sist finnes den statlige
beredskapen som er definert som en «tilleggsbeskyttelse» rettet inn mot der det er fare for eller behov
for bekjempelse av tilfeller av skipsforurensninger. Kystverket er ansvarlig for drift og utvikling av
statens beredskap mot akutt forurensning. Vi har ved store aksjoner sett at Kystverket allerede i en
tidlig fase tar ledelsen i utforming av aksjoner, med støtte fra NOFO, IUA og andre aktører.
Kystverket har også inngått avtaler med det norske forsvaret hvor sjøforsvaret innehar en rolle i
oljevernberedskapen. Kystverket disponerer 16 hoveddepoter og 10 mellomdepoter fra Longyerbyen
via Kristiansand til Horten. Når det gjelder utstyr er hovedbildet at Kystverket disponerer 10 km
lenser for bruk i skjermet farvann, 25 km oljelenser for kystfarvann og 10 km lenser for bruk i åpent
hav. Videre har de 140 innretninger (opptakere/pumper) for opptak av olje fra sjøen. I alt utgjør
summen av personell involvert i en eller annen form for oljevernberedskap om lag 1000 personer. I
tillegg kommer beredskapsfartøy, slepebåter, trafikksentraler, overvåkningsfly og nødhavner samt
strandsettingsplasser
Det er operatørselskapene som har et særlig ansvar for oljevernberedskap i utbyggingsprosjekter. Her
har NOFO (Norsk oljevernforening for operatørselskaper) en sentral rolle siden NOFO er
operatørselskapenes operative aktør for utøvelse av oljevernberedskap på norsk kontinentalsokkel.
53
Når det gjelder de kravene som stilles til operatørselskapenes beredskap til utbygging på norsk sokkel,
stilles kravene av KLIF. Kravene er avhengig av flere ting som tid, sted og miljørisikoen (herunder
utblåsingsrate mv.).
Operatørselskapene må søke KLIF om tillatelse etter forurensningsloven om å få utvinne petroleum.
Disse søknadene inneholder en mengde informasjon om og beskrivelse av aktiviteten det søkes om
tillatelse til, formål og tidspunkt for gjennomføring av aktiviteten, i tillegg til type utslipp/påvirkning
aktiviteten medfører. Tidspunkt for tildeling og eventuelle miljøvilkår i lisensen beskrives i tillegg.
Søknader inneholder ofte et kart med lokasjon og en beskrivelse av området og miljøvurderinger:
•
•
•
•
•
beskrivelse av områdets miljøsårbarhet og hvordan denne varierer over året (sårbare ressurser,
vernede områder og yngleperioder/områder)
avstander til land
avstand til viktige områder for biologiske ressurser
topografi (bunnforhold, dybde)
avstand til de nærmeste beredskapsdepoter/beredskapsressurser
Operatørselskapene gis i denne sammenheng anledning til å beskrive sin egen vurdering av behov for
beredskap mot akutt forurensning inkludert responstid, systembehov, varsling, fjernmåling,
bekjempelse, strandrensing, miljøundersøkelser og verifikasjon av beredskapen. I dette gis en
beskrivelse av hvordan egne ressurser, Norsk oljevernforening for Operatørselskap (NOFO)
sineressurser og/eller områdeberedskapsressurser og eventuelle statlige og kommunale ressurser
planlegges anvendt i beredskapen.
5.2 Goliat og oljevernberedskap
Oljevernberedskapen er ivaretatt gjennom ulike barrierer. De viktigste barrierene er i oljefeltet
(brønnene) og på selve plattformen, og det er først dersom disse barrierene svikter at den planlagte
oljevernberedskapen settes inn. Sensorer på havbunnen i kombinasjon med fjernbetjent mini-ubåt
(ROV) vil bidra til tidlig varsling i forhold til eventuelle avvik.
Barriere 1 er definert som område i umiddelbar geografisk nærhet rundt plattformen. Både barriere 1
og barriere 2 er ute på åpent hav og ivaretas beredskapsmessig av den havgående flåte. Esvagt-skipet
skal ligge stand-by til FPSO`en under hele produksjonsperioden. I følge Nofo skal det kontinuerlig
være 3 beredskapsfartøy med tilgang til slepefartøy og tankbåt innenfor rekkevidde til FPSO`en.
Innenfor denne barrieren er det i tillegg mulighet for samarbeid med Kystverket som er en slags
forløper for Nofo sitt beredskapssystem. Til bruk i barriere 1 og 2 ligger fire lenser av 400 meter på
NOFO sin lokasjon i Hammerfest klar til bruk dersom uhellet skulle være ute.
Barriere 3 er definert som det geografiske område som ivaretas av den kystnære flåten. Fiskebåter er
for første gang på norsk kontinentalsokkel involvert formelt i oljevernberedskapen. I alt er 30
fiskebåter mobilisert i denne formen for oljevernberedskap. Disse skal operere nyanskaffet
oljevernutstyr spesielt egnet for kystnære farvann. Ombygging av båter er nødvendig for å kunne
inngå i disse operasjonene.
Barriere 4 er det geografiske område som ivaretas av såkalt strandsone-ressurser. Dette er en ny
innsatsgruppe for tidlig bekjempelse av oljesøl i strandsonen. Dette er en ressursgruppe som er
rekruttert fra Finnmark. Disse gruppene skal kunne bistå de interkommunale utvalg for akutt
forurensing (IUA’er) under oljevernaksjoner.
54
5.3 Leverandører til oljevernberedskap og forsyningstjenester
Totalt har Eni Norge beregnet at oljevernberedskapen på Goliat vil koste mellom 80 og 100 millioner
kroner.29 Pengene går til utstyr, depoter i Hasvik og Måsøy, fiskebåter, opplæring, øvelser og
mennesker i beredskap.
Den offshorebaserte oljebransjen har i mange tiår anskaffet seg utstyr til oljevernberedskap. Etter
hvert som miljøfokuset har økt og kravene til beredskap er blitt skjerpet, har markedet utviklet seg
med nye produkter og teknologier. Noen norske bedrifter har i mange år vært aktive
utstyrsleverandører både i det innenlandske marked og på eksportmarkedet. I Nord-Norge har det
spesielt vært lenseprodusentene Nofi og Norlense som har gjort seg gjeldende, også som eksportører
til globale markeder. Både Nofi og Norlense har en sentral posisjon for oljevernberedskap på Goliat.
NOFO:
Nofo er eid av oljeselskapene. Nofo har på vegne av lisensen i Goliat-prosjektet investert om lag 100
millioner kroner i utvikling av oljevernberedskap i Barentshavet. Dette er både innkjøpte varer og
tjenester fra en rekke aktører i Nord-Norge. Vi vil i det følgende presentere de viktigste aktørene som
er underleverandør til Nofo av oljevernutstyr og oljeverntjenester.
Nofi:
Nofi, lokalisert i Tromsø, hadde en rammeavtale med Eni Norge fra 2008-2010. Avtalen gikk over tre
år hvor Eni Norge kjøpte konsulenttjenester innenfor oppbygging av oljevern. Rammeavtalen var på
tre år. Nofi er globalt kjent for sin erfaring med oljeopptaking gjennom sin buster-teknologi.30
Avtalen var inndelt i to arbeidspakker. Den første innebar en generell utvikling av oljevernberedskap i
nordlige havområder. Dette kan også sees på som en generell utviklingsavtale for Nofi for å styrke
sin posisjon som en robust leverandør av oljevernutstyr og tjenester til Eni Norge i Barentshavet. Den
andre arbeidspakken handlet om konsulent-bistand og støtte til tekniske løsninger, samt være med å
utarbeide fagfeltet oljevernberedskap hos Eni Norge.
Eni Norge ønsket å videreføre det påbegynte arbeidet med å få fiskere inn i oljevernberedskapen. Nofi
bidro med spesifikk oljevernkompetanse. Nofi hadde erfaring fra Alaska hvor de hadde levert
spesialutstyr til systemene i bruk av fiskebåter.
Arbeidet har konkret handlet om videre produktutvikling hos Nofi, for eksempel det å videreutvikle
buster-teknologien og å oppnå en generell forbedring innen oljevern blant selskapets produkter. Dette
medførte ansettelse av to nye personer. Oppdraget har bidratt til kompetanseøkning. Avtalen med Eni
Norge medførte at Nofi kunne øke bemanningen og at de hadde sikkerhet til å «ansette dyre folk».
Dette har medført varig kompetanseheving for bedriften.
Norlense
Norlense, lokalisert på Fiskebøl, har to direkte vareleveranser som konkret kan knyttes til Goliatprosjektet. Norlense har levert utstyr i tre deler som brukes i oljevernberedskapen. Det første er
29
Informasjon fra www.eninorge.com og intervju med NOFO
Buster-teknologien anses for å være en effektiv oljelense med sin evne til å samle og konsentrere olje i strømutsatte
farvann og ved høye slepehastigheter. De skiller oppsamlet olje fra vann og kan holde på oljen i systemets separator.
Prosessen fører til oppbygging av et tykkere lag med olje, som tilrettelegger for pumping av oppsamlet olje til tank.
30
55
arbeidsplattformer som er lektere med dieselmotorer og kran til bruk i beredskapen. Videre har de
levert oppblåsbare telt som de produserer selv for oljevernøvelser og oljevernaksjoner. I tillegg har
Norlense levert ulike typer absorbent-spredere. Av disse leveransene har de tatt i bruk tre
underleverandører. Dette er henholdsvis Grovfjord båtbyggeri, Merkur og Melbu Systems.
Norlense har videre levert utstyr til NOFO som brukes i den generell havgående beredskapen på norsk
kontinentalsokkel. Dette er havgående beredskap først og fremst og lenser til barriere 1 og 2. Samtlige
lenser som er dimensjonert for bruk til Goliat og er lokalisert i Finnmark er levert av Norlense. Dette
utgjør 4 stk. 400 meters lenser og tilhørende systemer levert til NOFO. Disse fire systemene er
lokalisert ved NOFO`s kontor i Hammerfest. I tillegg har Norlense levert 17 liknende lenser som kan
brukes i Goliat-beredskapen ved behov. Disse er plassert langs norskekysten. Det er en fast
underleverandør som lager lensevinsjer for Norlense. Dette er SMV Hydraulics lokalisert på
Stokmarknes. Anslag offshorelense underleveranser og innkjøpte ferdigvarer utgjør ca. 25% av
totalverdien.
Norlense har engasjert 7-8 personer i arbeidet med leveransene til Goliat. Dette er en rammeavtale
som løper over flere år.
Polarkonsult:
Polarkonsult er lokalisert i Harstad. Selskapet arbeider blant annet med skipsdesign og sertifisering av
avtaler med Eni Norge. Polarkonsult har lang erfaring fra den maritime industrien og leverer 60 % til
internasjonale markeder. Polarkonsult har en rammeavtale for Eni Norge. Kontrakten omfatter
tjenester i forbindelse med HMS-inspeksjoner av fartøy som Eni Norge bruker i sine aktiviteter,
inkludert fartøy til bruk på havbunnsinstallasjoner, til rørlegging og undersøkelser. Seismiske fartøy
skal også inspiseres før de tas i bruk. Service og etterkontroll av beredskapsfartøy, forsyningsfartøy
og andre typer fartøy som brukes i Enis boreaktiviteter er også inkludert i kontrakten.
Tilsynsvirksomheten omfatter kontroll av formelle godkjenninger, kontroll av redningsutstyr,
kommunikasjonsutstyr, livreddende utstyr, etc. samt kontroll av besetningens kompetanse og
beredskap.
I dette arbeidet står inspeksjoner av fiskefartøy som skal brukes i den kystnære oljevernberedskapen
sentralt. Polarkonsult har hatt jobben med å finne fram til fartøy - det være seg besiktigelse av
fartøyene samt egnethet til å gjøre jobben. Så innstiller Polarkonsult til Eni Norge hvilke fartøy som
bør velges. Deretter innhenter Polarkonsult priser. Dette er en tre års rammeavtale.
Et annet arbeid som gjennomføres i regi av Polarkonsult er en avleiring fra enkeltprosjekt hvor
selskapet skal utvikle en håndbok når det gjelder vinterisering i nord.
Troms Offshore
Det Tromsø baserte selskapet Troms Offshore har en kontrakt med Eni Norge i forhold til støtte til
Eni Norges leterigger i Barentshavet og også aktivitet i Norskehavet.
Skipet «Troms Pollux» skal fungere som supply- og støtteskip for Scarabeo 8 på Goliat-feltet i
Finnmark. Mannskapet om bord på båten, som ble bygget i 2009, har den siste tiden operert i
farvannet vest for Grønland på kontrakt for Capricorn Greenland Exploration. Skipet skal støtte
riggen i form av leveranser som mat, vann og andre varer som måtte være ønskelig på riggen. Den
skal i perioder også ligge stand-by ved Scarabeo 8 sine boreoperasjoner i Barentshavet.
56
Finnmark Gjenvinning
Det Alta-baserte selskapet Finnmark Gjenvinning har en kontrakt på håndtering av borekaks. Det
handler om håndtering av restavfall fra det ankommer kai ved Polarbase og frakte det til deponi i
Repparfjord i Kvalsund kommune.
Dette er det eneste godkjente deponi for slikt avfall i Finnmark og Troms.
Kystnær beredskap
Det er framforhandlet en avtale mellom 31 fiskebåter og NOFO når det gjelder kystnær beredskap. 31
fiskebåter inngår i en pool av fiskefartøy som har en rolle i den kystnære oljevernberedskapen på
Goliat. Disse skal operere nyanskaffet oljevernutstyr spesielt egnet for kystnære farvann. Ombygging
av båter er nødvendig for å kunne inngå i disse operasjonene. Båtene er og har vært på verft for
ombygning. Slepeutstyr blir installert og ekstra lanterner blir montert. Fiskebåtenes hovedoppgave vil
være å slepe utstyr som samler og lagrer olje, i tillegg til å kunne bli benyttet til transport av utstyr.
Det er nå tegnet avtaler med en rekke fiskebåteiere som også har gjennomført opplæring.
Fiskerne bidrar med sin viktige lokalkunnskap og er dermed en viktig ressurs for
oljevernberedskapen.
Fiskerne gis en årlig kompensasjon for antall øvelsesdøgn de er med på slik at redusert lønnsomhet av
den tapte arbeidsinnsatsen i fiske kompenseres. Det samme gjelder for kursing. Når det gjelder
oppgradering av fiskefartøyene som brukes i beredskapen, brukes verksteder i Havøysund og
Hammerfest (Hammerfest Maritime service) til hovedtyngden av ombyggingene, mens slippen i
Honningsvåg tar en mindre del. Av underleverandører til slippene er det noe elektrisk arbeid rettet
mot båtene, og i Hammerfest er dette ivaretatt av Petter Gagama.
Arctic Protection
Det Honningsvåg/Alta-baserte selskapet Arctic Protection har i oppdrag å etablere, organisere og
drifte det som benevnes som Innsatsgruppe strand akutt (IGSA). Dette gjøres på vegne av NOFO og
lisensen i Goliat-prosjektet. Dette er beredskap som er rettet mot strand- og kystsonen.
Oppdraget består i å gi spesialopplæring til 40 kandidater som skal klargjøres til stående beredskap i
forbindelse med petroleumsvirksomhet i Barentshavet. Kjernen i oppdraget handler om å være klar til
å bekjempe akutt oljeforurensning i strandsonen. Arctic Protection har også ansvar for stående
mobilisering av gruppen og for å holde gruppen operativ til enhver tid.
Ved akutte situasjoner vil mannskapet settes inn i aktuelle områder med hurtiggående båter og egnet
utstyr til oppsamling av olje i strandsonen. Gruppen er rekruttert fra Finnmark og vil kunne
mobiliseres til tjeneste i andre kystområder i Norge i kritiske situasjoner. Deltakerne mottar et fast
årlig honorar og kompensasjon for den faktiske utførte tjenestetiden. Konseptet for innsatsgruppen er
utviklet av Eni Norge og Statoil i samarbeid med NOFO, som et ledd i beredskapsoppbyggingen for
Goliat. Etableringen av innsatsgruppen er et samarbeid mellom NOFO og Arctic Protection AS.
Arctic Protection AS skal også ha det stående mobiliseringsansvaret for gruppen og ansvaret for å
holde innsatsgruppen operativ til enhver tid.
57
6 Leveransene fordelt på fase, bransje, geografi og volum
I dette kapitlet gir vi en foreløpig sammenstilt oversikt over den internasjonale offshorebaserte
leverandørindustriens bidrag for å realisere Goliat-prosjektet. Kapitlet inneholder inngåtte kontrakter i
utbyggingsfase pr desember 2012, basert på input fra Eni Norges prosjektregnskapssystem, de
utvalgte hoved-leverandørene i utbyggingsprosjektet og supplering av informasjon fra
underleverandører til hovedleverandørene.
6.1 Inngåtte kontrakter mellom Eni Norge og hovedleverandører
6.1.1 Samlet kostnadsoversikt og hovedkontrakter i utbyggingsprosjektet ved utgangen av
2012
I kapittel 4 gjennomgikk vi de viktigste leveransene i utbyggingsprosjektet. I dette kapitlet er disse
sammenstilt slik bildet ser ut når det fortsatt gjenstår to år av utbyggingsprosjektet.
For å systematisere de ulike delene av utbyggingsprosjektet i leveranseområder, har vi brukt Eni
Norges egne inndelinger i hovedkontrakter. Videre har vi lagt til produksjonsboring, som utgjør en
meget betydelig del av den totale kontraktsverdien. Vi har videre tatt med tidligfase
detaljprosjektering siden dette arbeidet har lagt viktige føringer for prosjektgjennomføringen. Videre
har vi inkludert en service-avtale Eni Norge har satt ut i markedet for å vise omfanget av
oppfølgingsaktivteter overfor de enkelte leverandørene i utbyggingsprosjektet. Til sist har vi tatt med
Eni Norges egne kostnader som går med til ledelse, styring og forskjellige støttefunksjoner, inklusive
oljevernberedskap, for å utvikle Goliat-prosjektet i henhold til plan. I denne posten inngår også
prosjektreserve for uforutsette hendelser. De samlede utbyggingskostnadene er ved utgangen av 2012
beregnet til 36, 7 milliarder kroner. En sammenfatning av hovedleveransene er vist i tabell og figur.
58
Tabell 6-1
Utbyggingsprosjekt Goliat. Estimerte kostnader per utgangen av 2012
Estimerte kostnader for utbyggingsprosjekt Goliat
Hovedleverandør
Leveranse
Produksjonsboring
Flyter for produksjon, lagring og lossing
(FPSO)
Stigerør og brønnrør, installering og
sammenkobling
Undervannssystemer
Elektrifisering, undervannskabel
Leveransesum,
milliarder kr
Saipem m.fl
Hyundai Heavy
Industries
8,5
11,0
2,2
2,5
0,7
Elektrifisering, landkabel og anlegg
Havanlegg
Lossesystem
Technip Norge
Aker Subsea
ABB
Siemens,
Hammerfest Energi
DOF Subsea
APL
Ankringsutstyr
Ankerkjetting og tilbehør
Oppdriftselementer
Aker Pusnes
Vicinay
Lankhorst
0,2
0,2
0,1
Tidligfase detaljprosjektering (FEED)
Serviceavtale
Ledelse, styring og støttefunksjoner,
reserve for forventet vekst i kontrakter
og uforutsette kostnader
Sevan Marine
Sevan Marine
0,2
0,4
0,3
0,3
0,1
Eni Norge
10,2
Sum
36,7
Samlede utbyggingskostnader er et estimat, og det vil være usikkerhet i flere kostnadselementer.
Utbyggingskostnader Goliatprosjektet,
Estimert 36.7 milliarder kroner
Produksjonsboring
8,5
10,2
Flyter for produksjon,
lagring og lossing (FPSO)
Stigerør og brønnrør,
installering
Undervannssystemer
Elektrifisering
0,5
0,8
1,0
11,0
2,5
2,2
Havanlegg, lossesystem,
ankring, oppdrift
FEED og serviceavtale
Ledelse, styring og
støttefunksjoner, reserve
Figur 6-1
6.2
Oversikt over utbyggingskostnader og inngåtte kontrakter Goliat utbyggingsprosjekt
Produksjonsboring med støttetjenester
Som Tabell 6-1 og Figur 6-1 viser, er det er inngått kontrakter innenfor produksjonsboring til en verdi
av 8,5 milliarder kroner. De endelige borekostnadene vil være avhengig av antall brønner det er behov
for å bore, effektiviteten til boreriggen, værforholdene m.v. Boreaktivitetene er planlagt å foregå fra
59
høsten 2012 og ut 2015, muligens også inn i 2016. Det er altså en forholdsvis stor usikkerhet knyttet
til denne rammen.
Det er flere leverandører som inngår i aktivitetene her. 40-50 prosent av kostnadene er leie av riggen
Scarabeo 8 fra leverandøren Saipem. Resten av kostnadene omfatter varer og tjenester fra ulike
serviceselskaper og vareleverandører som arbeider på/rundt Scarabeo 8 under produksjonsboringen.
Dette er ca. 15 selskap med leveranser/kontrakter direkte til Eni Norge i størrelsesorden 100-500
millioner kroner hver. I tillegg er det flere nasjonale og lokale leverandører som har vesentlig mindre
leveranser. De fleste av de store leveransene kommer fra internasjonale selskap tungt etablert i Norge,
herav flere etablert med avdelinger på forsyningsbasen i Hammerfest.
Baker Hughes, Halliburton, MI Swaco og Tenaris står for leveranser som brønnutstyr, rør,
borekjemikalier og brønntjenester. Det norske selskapet SAR AS har en kontrakt på 300-400
millioner kroner knyttet til ulike former for håndtering av spesialavfall som borekaks mv. fra
boreoperasjonene. SAR AS er et selskap med en betydelig lokal etablering31.
Innen transport og maritim service har Eni Norge direktekontrakter på tilsammen 1,5 - 2 mrd. kroner
med fire beredskaps- og forsyningsfartøy32 Helikoptertjenester med en kontraktsramme i
størrelsesorden 250-325 millioner kroner utføres av Bristow Norway AS. Videre følger kontrakter i
størrelsesorden 75-125 millioner kroner hver knyttet til fjernstyrte ubåttjenester/ROV (Sonsub
International Ltd), frakttjenester (Kuehne + Nagel AS) og forsyningsbase/logistikk/maritime tjenester
(Polarbase AS). Videre leverer Statoil Fuel and Retail AS drivstoff/dieselolje for 300-500 millioner
kroner fra sin stasjon på Polarbase til fartøy Eni Norge har kontrakt med . I slike kontrakter er det Eni
som betaler bunkers/drivstoff til fartøyene, på samme måte som de forsyner riggen med pipes o.l.
Nevnte kontrakter redegjør for ca. 7 av vel 8 mrd. kroner boreoperasjonene er forventet å koste,
resterende er ulike poster. Selskapene der hoveddelen av leveransene leveres lokalt og en betydelig
del av bemanningen er lokalt rekruttert er SAR, Polarbase og Bristow Norway. Drivstoffleveransene
skjer også fra Hammerfest. Av de fire støttefartøyene under produksjonsboringen, driftes Esvagt
Aurora av Esvagts hovedkontor i Esbjerg. De øvrige kontraktene har nok størst andel av
kontraktsverdiene forankret i aktivitet utenfor regionen, men likevel også basert på lokale avdelinger
der verdiskapingen utføres fra lokale installasjoner/kontor og mannskap i Hammerfest. MI Swaco er
et eksempel på en lokal avdeling som er styrket med flere ansatte den senere tiden, men også de fleste
øvrige selskap nevnt ovenfor har kontor med noen ansatte lokalisert ved forsyningsbasen i
Hammerfest - og noen av disse enhetene synes å satses på og forventes å vokse med den økende
aktiviteten i Barentshavet.
31
Med 16 personer registrert ansatt i avdelingen i Hammerfest
Kontraktspartene for de fire fartøyene er Esvagt AS, Troms Offshore AS, Stril Offshore AS og Viking Supply
Ships AS
32
60
Hittil i prosjektet og såpass tidlig i boreoperasjonene har det så langt ikke vært mulig å framskaffe en
fyllestgjørende oversikt over underleverandører til hovedleverandørene. Dermed er det heller ikke i
denne omgang mulig å gi en oversikt over omfanget av lokale underleveranser til kontraktene i
boreaktivitetene. Renovasjons- helikopter- og forsyningsbasekontraktene i boreoperasjonene utgjør
samlet i størrelsesorden 700 millioner
Bygging av offshorefartøy
kroner, hvorav en vesentlig del av
Både riggen Scarabeo8 og beredskapsfartøyet Esvagt
arbeidet utføres av lokalt av Polarbase
Aurora ble bygget og tilpasset for å starte sine første
og
lokale
avdelinger
av
oppdrag på Goliat prosjektet. Derfor synes vi det er
relevant å medregne disse når vi vurderer hvordan norsk
leverandørbedriftene SAR og Bristow.
industri har klart å konkurrere om oppdrag til en
For hoved-kontrakten til Saipem er
utbygging som Goliatprosjektet. Scarabeo8 ble bygget på
catering-kontrakten
tildelt
Norsk
Sicilia i Italia og Esvagt Aurora ved Zamakona Shipyard i
Offshore Catering, som igjen forventes
Bilbao i Spania. Selv om begge offshorefartøyene ble bygget
i utlandet, var det mange norske leverandører og
å kunne gjøre en del lokale innkjøp.
betydelige norske leveranser involvert i utrustning og
For vedlikehold og modifikasjoner på
arbeid. For Scarabeo8 skjedde fullføring av riggen i Norge
boreriggen
i
boreperioden
er
der den lå i flere måneder ved Westcon-verftet i
leverandørene ikke avklart. MannØlensvåg/Rogaland. Også flere andre norske selskap bidro
med betydelige underleveranser til byggingen av
skapsskifte til riggen og en del
Scarabeo8, som f.eks. National Oilwell Varco Norway med
leveranser vil foregå over forsyningsen borepakke og Albatross Electro & HVAC AS med elektro
og helikopterbasene i Hammerfest.
og ventilasjonssystemer. Det norske Ulstein Design &
Dette vil gi tilhørende flytransport og
Solutions har stått for design, engineering og en
utstyrspakke for Esvagt Aurora. For øvrig har vi fått oppgitt
hotellovernattinger i regionen. De fire
15-20 norske selskap som har bidratt tungt, særlig med
beredskaps- og støttefartøyene
vil
utrustning av fartøyet (dieselmotorer, dynamisk
gjøre en del lokale innkjøp av forsyposisjoneringssystem, kraner, fjernstyrt miniubåt/ROV
ninger (som proviant, småverktøy
mv.). Underleverandørene til skipet omfatter for eksempel
norske selskaper som MAN Norway, ABB Norway, Rolls
mv.). Ut fra stikkprøver/intervju har vi
Royce, Kongsberg Maritime og flere.
helt grovt anslått lokale innkjøp her til
20-30 millioner kroner samlet for skipene for alle 3-4 årene boreoperasjonene pågår. Eventuelle reparasjoner, større vedlikeholdsoppdrag mv. er da ikke tatt med. Det vil også
være behov for flytransport og overnatting ved mannskapsskifte til disse skipene.
6.3 Bygging av flyter for produksjon, lagring og lossing.
Den største kontrakten i utbyggingsprosjektet omfatter bygging av flyteren for produksjon, lagring og
lossing (FPSO). Her har Hyundai Heavy Industries inngått kontrakt med Eni Norge til en verdi av 11
milliarder kroner. Utstyrsleveranser utgjør om lag 60% av totalkontrakten. Av dette utgjør bulk og rør
av stål 40%. I all hovedsak er bulk levert fra Japan og Korea. Av den totale kontraktsverdien utføres
design og engineering i stor grad i Korea. Det Norske Veritas har hatt en viss oppdragsmengde knyttet
til beregning av stabilitet. Videre har engineeringselskapet Chicago Bridge & Iron i London assistert
HHI i detaljprosjekteringen. Når det gjelder produksjon har denne delen av kontrakten sterk grad av
koreansk innhold. 38 norske utstyrsleverandører har imidlertid sikret seg kontrakter med Hyundai
med en verdi på til sammen nær 2,4 milliarder norske kroner
Norske utstyrsleveranser til Goliat FPSO
hittil, forventet opp mot 3 milliarder kroner ved
millioner kroner
ferdigstillelse. Nær halvparten av dette omfattes av ABBs
Næringssektor
mill. kr leveranse av utstyr for elektrifisering, kontrollsystemer og
Industriproduksjon
2 050 telekommunikasjon (EICT). De norske leverandørene
Engroshandel
331 omfatter i første rekke industriaktører, men også varehandel
Kunnskapstjenester
4 og kunnskapstjenester er representerte.
Sum
2 385
61
Tabell 6-2Norske utstyrsleveranser til Goliat FPSO etter næring
Norske utstyrsleveranser til Goliat FPSO
Geografisk fordeling av leverandører
Region
Antall leverandører
Akershus/Oslo
8
Østlandet øvrig
4
Sørlandet
5
Rogaland
14
Vestlandet øvrig
6
Nordland
1
Sum
38
Leverandørene er lokaliserte med tyngdepunkt i Rogaland og
Oslo/Akershus, men også Nordland er representert med
leveranse av utvendige dører fra Rapp Bomek i Bodø.
Tabell 6-3
Norske utstyrsleveranser til Goliat FPSO og
leverandører fordelt etter region
I siste fase av byggearbeidene er planen at FPSO-en vil bli fraktet med spesialfartøy fra Sør-Korea til
Polarbase i Hammerfest våren 2014. Der vil flyteren bli liggende en del uker sommer/høsten 2014 for
testing og klargjøring før den slepes ut på Goliat-feltet og installeres. Ved landligge i Hammerfest kan
påregnes en god del aktivitet som innebærer også lokale oppdrag og leveranser.
Installasjonskontrakten med Technip Norge utgjør 2,2 mrd. kroner av totalverdien i prosjektet. Denne
kontrakten var pr desember 2012 nærmere 80 prosent ferdigstilt33. I tillegg har Technip levert og
produsert stigerørsystem og havbunnsrør. Kontrakten krever en rekke underleveranser av stålrør som
er kjøpt fra Asia (bearbeides i Orkanger), beskyttelsesdeksler, i tillegg til innleide spesialfartøy,
basetjenester, personell, lossing og lasting. Som nevnt i kapittel 4 foregår Technips norske produksjon
i stor grad i Orkanger, mens andre større norske leverandører er Aker Moss, Aker Solutions med
produksjon en rekke steder, som Stangeland Glassfiber i Arendal og Eide Marine Service i
Kvinnherad og spesialskip innleid fra flere norske rederi. Underleveransene utgjør i størrelsesorden
625 millioner kroner, hvorav norske leverandører står for rundt 270 millioner kroner. Lokale og
regionale leveranser som er omtalt i kapittel 4.5 utgjør i sum rundt 25 millioner kroner, fordelt med
halvparten på logistikk og basetjenester, herunder leie av fartøy og helikopter, lostjenester,
havneavgift og transport, og fordelt med halvparten på installasjonsarbeider og utstyr, der
Hammerfest Industriservice og Harstad Mekaniske Verksted har de største leveransene. I disse tallene
er ikke medregnet bunkers og forsyninger som Technips underleverandører har kjøpt inn, heller ikke
flere hundre hotellovernattingsdøgn.
6.4 Utstyrsleveranser til undervannssystemer
De sentrale undervanns produksjonssystemene mellom Goliat-brønnene og Goliat
produksjonsflyteren (FPSO-en) er i stor gradfabrikkert og levert av Aker Subsea, f.eks. brønnrammer,
manifolder, ventiltrer/ventiler, kontrollkabler og fundament for stigerør (stigerørsystem og
havbunnsrør er imidlertid levert av Technip, jf. foran). Den inngåtte kontrakten har en verdi på 2,5
milliarder kroner. Kontrakten er løst ved et utstrakt bruk av Akers egne verft, men også et omfattende
leverandørnettverk, både nasjonalt og internasjonalt. Underleveransene kommer fra 258 utenlandske
og 184 norske leverandører, men vi har ikke hatt tilgang til kontraktstall for disse. Molab i Mo i Rana
og Polarbase i Hammerfest er blant de norske underleverandørene til denne kontrakten.
33
før forventet vekst
62
6.5 Elektrifisering, undervannskabel
ABB har hatt ansvar for sjøkabelen som skal forsyne Goliat FPSO med kraft fra land. Denne
kontrakten har en verdi på 676 mill. kroner. Arbeidet med å ferdigstille kabelen er i all hovedsak
gjennomført i Sverige ved ABBs kabelfabrikk i Karlskrona. De fire største underleveransene er hhv.
Emas sitt Oslokontor for to store underleveranser, i tillegg til et hollandsk selskap og et britisk.
Uttrekk av underleveranser til denne kontrakten større enn 5 millioner kroner utgjør til sammen 209
millioner kroner, hvorav 120 millioner kroner til 15 utenlandske leverandører, i hovedsak innen
installasjonsindustrien. Tilsvarende leveranser fra 37 norske leverandører utgjør 89 millioner kroner,
fordelt på næringssektor og geografi som vist i Tabell 6-4 og Tabell 6-5.
Tabell 6-4
Norske leveranser til ABB
(undersjøisk kabel)
millioner kroner
Næringssektor
mill. kr
Maskin- og elektrovare, instrumenter
27
Engroshandel
39
Kunnskapstjenester og FoU
23
Sum
89
6.5.1
Elektrifisering på land
Tabell 6-5
Norske leveranser til ABB (undersjøisk
kabel)
Geografisk fordeling av leverandører
Region
Akershus/Oslo
Østlandet øvrig
Rogaland
Hordaland
Nord-Trøndelag
Utlandet
Sum
Antall leverandører
12
3
3
3
1
15
37
Siemens har hatt ansvar for landdelen av
elektrifiseringsarbeidet, inklusive bygging av infrastruktur og anlegg. Kontrakten har en verdi på 243
millioner kroner. Avdelingen til Siemens i Trondheim har stått for planlegging og ingeniørarbeidet,
mens elementene i transformatorstasjonen er kjøpt fra Siemens i Tyskland og de har også foretatt
produksjonen. De viktigste underleverandørene er Skanska, Bravida og Istad. Sweco og Norconsult er
også blant leverandørene. De direkte underleveransene utgjør samlet rundt 165 millioner kroner. På
tredje nivå i leverandørkjeden finner vi 13 lokale (Alta, Hammerfest og Båtsfjord) leverandører, de
aller fleste i bygg- og infrastrukturkontrakten til Skanska, to fra Troms og en fra Nordland. I tillegg til
dette har Hammerfest Energi og Hammerfest Energi Nett hatt kontrakt på bygging av kabel i
fordelingsnettet til Fuglenesområdet i Hammerfest, der Larsen Maskin og Transport AS i Hammerfest
er største underleverandør.. Verdien av utført arbeid i disse tre kontraktene fram til utgangen av 2012
er rundt 15 millioner kroner, hvorav rådgivning og støttetjenester utgjør rundt 5 millioner.
Ved ferdigstillelse vil transformatorstasjon og linjenett på land bli overtatt av Hammerfest
Energi/Hammerfest Energi Nett vederlagsfritt i henhold til reglene i energiloven og tilhørende
forskrifter.
6.6 Lossesystem, ankring og oppdrift
Kontrakten med APL omfatter en oljelossestasjon som er fast montert på Goliat-FPSO flyteren.
Kontrakten har en verdi på 126,7 mill. kroner. Slange og trommel er produsert hhv. i Sveits og
Singapore, mens avlastningsutstyret er produsert i Mandal.
63
Aker Pusnes` kontrakt med Eni Norge omfatter utvikling og levering av 14 fester for ankerkjettinger
om bord på den sylindriske Goliat-plattformen. I tillegg har Aker Pusnes leveransen av kraftige
vinsjer til ankerkjettingene. Verdien på kontrakten er 150 mill. kroner. Norske underleveranser fra 10
underleverandører utgjør 43 millioner kroner og fire utenlandske underleverandører har leveranser for
55 millioner kroner.
Vicinay Cadenas har leveransen av 14 forankringskjettinger og tilhørende oppkoblingsutstyr.
Kontrakten har en verdi på 148 mill. kroner. Stålet utgjør den største komponenten av
underleverandører, og alt er servet fra en bedrift. Dette utgjør 40 % av totalverdien.
Lankhorst skal levere fortøyningsliner og flyteelementer til Goliat FPSO. Verdien på kontrakten er på
80 mill. kroner. Polyesterlinene produseres i Portugal ved Lankhorst sin portugisiske avdeling.
6.6.1
Havanlegg – marine installasjonsarbeider forankring og oppkobling FPSO på feltet
DOF Subsea-kontrakten omfatter installasjon av 14 sugeankere, forhåndsinstallasjon av kjetting,
polyestertau og flyteelementer, midlertidig forankring av FPSO-en (plattformen) utenfor Hammerfest
og endelig uttauing og oppkobling av plattformen på feltet. Kontraktverdien er på 300 millioner
kroner. Den viktigste underleverandøren er det finske selskapet Ruukki. Noen lokale leverandører har
mindre underleveranser på logistikksiden.
6.7 Tidligfase design- og utviklingskontrakt og serviceavtale – Sevan
Marine
Disse kontraktene er beskrevet i kapittel 4.12. Tidligfase-kontrakten (FEED34) fra 2009 var på 150
millioner kroner. Serviceavtalen, som omfatter støtte tilbygging av FPSO og lossesystem i Korea, har
en opprinnelig kostnadsramme på 393 millioner kroner. Underleveransene til serviceavtalen omfatter
leveranser fra 30 norske underleverandører på til sammen 72 millioner kroner og leveranser fra 6
utenlandske leverandører på 6 millioner kroner. Underleverandørene er for en vesentlig del innen
bransjene i kunnskapsbaserte rådgivningstjenester.
Tabell 6-6
Norske leveranser til servicekontrakt Sevan Marine
Geografisk fordeling av leveranser og leverandører
Region
Leveranser
mill.kr Antall leverandører
Akershus/Oslo
25
9
Østlandet for øvrig
17
5
Sørlandet
10
8
Rogaland/Hordaland
11
6
Trøndelag
10
3
Sum
72
31
34
Front End Engineering Design
64
6.8 Direkteleveranser til Goliatutbyggingen utenom hovedkontraktene
Verdien av ENI Norges direkteinnkjøp til Goliatutbyggingen utenom hovedkontraktene utgjorde ved
utgangen av 2012 nær 1
Direkteleveranser til Goliatprosjektet ved utgangen av 2012
milliard kroner, hvorav 609
utenom hovedkontraktene
millioner kroner fra norske
Næringssektor
Millioner kroner
leverandører35. Leverandørenes
Norske Utenlandske
Sum
næringsfordeling er vist i
Verkstedsindustri
1
262
263
Leveranser
fra
Kraft og vann, bygg og anlegg
7
7 tabell.
Transport
68
68 oljeserviceselskap og tekniske
utgjør
Oljeservice
93
100
193 rådgivningsselskap
Kunnskapsintensiv rådgivning
378
25
403 brorparten av dette.
Annen tjenesteyting, annet
Varehandel
Totalt
48
14
609
0
387
47
14
995
De foreløpige direkteleveransene til Eni Norge fordeler seg på
leverandørenes regionale tilhørighet som vist i tabell til høyre.
Foreløpig kommer de største norske direkteleveransene fra
leverandører lokalisert i Akershus/Oslo og Rogaland, når en ikke
tar med lisensavgiftene til Sevan. Lokale direkteleveranser fra
Finnmark utgjør fram til utgangen av 2012 91 millioner kroner.
Det har ikke latt seg gjøre å fordele innkjøp av utstyr og tjenester
fra NOFO (på til sammen rundt 68 millioner kroner) på region.
Utstyrsinnkjøpene utgjør halvparten og er fordelt til NOFOs
hovedkontoradresse i Stavanger, mens tilrettelegging av
beredskap for Goliat inklusive fiskefartøy, som utgjør den andre
halvparten, er fordelt til Hammerfest. I tillegg er det gjort
korreksjoner der fakturaer fra forsyningsbaseselskapet Norsea er
fordelt mellom basene i Tananger, Helgelandsbase og
Hammerfest etter spesifikasjon. Størstedelen av de lokale
leveransene omfatter transport og logistikk og oljevernberedskap.
6.9
Direkteleveranser ultimo 2012
utenom hovedkontraktene
Region
Akershus/Oslo
Østlandet øvrig
Sørlandet
Rogaland
Vestlandet øvrig
Sør-Trøndelag
Nordland og Troms
Finnmark
mill. kr
265
5
51
143
1
18
35
91
Utlandet
387
Totalt
996
Verdi av utført arbeid ved utgangen av november 2012
Ved utgangen av november 2012 var verdien av utført arbeid i Goliat utbyggingsfase til sammen 15
milliarder kroner. Fordelt på fase utgjorde engineering og studier 1,6 milliarder kroner, innkjøp36 8,6
milliarder kroner, fabrikasjon og installasjon 2,5 milliarder kroner og prosjektledelse, forberedelser og
støtteaktiviteter 2,3 milliarder kroner. Mens utbyggingsaktivitetene i 2011 hadde en verdi på 4,4
milliarder kroner var verdien av aktivitetene i 2012 på over 8 milliarder kroner.
35
36
Lisensavgifter til Sevan Marine ikke medregnet
Procurement
65
Verdi av utført arbeid per november 2012
Fase
Milliarder kroner
Engineering og studier
1,6
Innkjøp mv.
8,6
Fabrikasjon og installasjon
2,5
Prosjektledelse, forberedelser og støtteaktiviteter
2,3
Sum
15,0
Fasefordelt verdi av utført arbeid, utbygging Goliat
ved utgangen av november 2012,
totalt 15,0 milliarder kr
9
8
1,2
Milliarder kroner
7
1,8
6
Fabrikasjon og
installasjon
5
0,7
0,6
4
3
4,8
0,4
0,1
1,3
2,5
0,2
0,5
0,6
0,4
2009
2010
2011
2012
2
1
0
Prosjektledelse,
forberedelser og
støtteaktiviteter
Innkjøp mv.
Engineering og studier
66
7 Goliat-prosjektet sin posisjon og rolle i Norge og Nord-Norge
7.1 Lokale og regionale leverandører til utbyggingsprosjektet Goliat
I denne underveis-rapporteringen fra Følgeforskning av regionale ringvirkninger av Goliat har vi
presentert et datamateriale over de fordelte kontraktene i utbyggingsprosjektet Goliat. Vi har basert
dette på tilgjengelig data og fordelt kontraktsbeløpene etter bransje og geografi. Dermed har vi et
bilde av hvilke vare- og produksjonskjeder pengene følger i et utbyggingsprosjekt i Barentshavet.
Vi har hatt fire datakilder til disposisjon i arbeidet. Analysene er basert på innhentet uttrekk av
regnskapsdata fra Eni Norge, oversikt over inngåtte kontrakter i utbyggingsprosjektet fra Eni Norge,
intervjuer med samtlige hovedkontraktører og offentlig tilgjengelige dokumenter. I tillegg har vi
gjennomført intervjuer med utvalgte under-kontraktører i produksjonskjeden til Goliat-prosjektet.
I denne oppsummerende delen av rapporten trekker vi sammen resultater fra utbyggingsprosjektet, og
vi gir en oversikt over de totale leveransene slik bildet er basert på disse dataene.
En av målsettingene ved forskningsprosjektet «Følgeforskning av Goliat-prosjektet og Eni Norges
virksomhet i nord», er å utvikle kunnskap om industriprosjekters betydning for regional utvikling i
nord. Denne rapporten er et innspill til denne målsettingen.
7.2 Oppsummering av utbyggingsfase Goliat
7.2.1
Internasjonal industri og leveranser til Goliat utbyggingsfase
Studier av ilandføringsanlegg viser at det oppstår store leveranser knyttet til ingeniørarbeid, bygging
og levering av prosessanlegg og lagersystemer for olje og gass (Vatne 1990; Hervik m.fl. 2007;
Eikeland m.fl. 2009; Nilssen 2012). Denne studien viser noe av det samme mønsteret, nemlig at
byggingen og levering av en flytende produksjons- og lagringsenhet er den klart største og tyngste
leveransen i Goliat-prosjektet. Mens landanlegg i tillegg har relativt store landbaserte leveranser
knyttet til anleggsarbeider (klargjøring av anleggsted), vil et offshore-prosjekt som Goliat også ha
betydelige investeringer på land. For eksempel viser Siemens-kontrakten, elektrifisering av prosjektet
fra land, at anleggsinvesteringene i et offshore-prosjekt også kan være en betydelig leveranse.
Tilrettelegging for installatørkontrakten for undervannsutstyr er også en viktig kontrakt, både på et
landanlegg (som nødvendigvis må ha et subsea-element) og på et offshoreanlegg, hvor arbeidet med å
tilrettelegge for fartøy foregår på forsyningsbaser.
Det er særlig på to områder at leveransene til landanlegg og offshore lager- og lastesystemer er ulike.
Det ene er ulikt volum på de landbaserte leveransene av tradisjonell anleggsinnsats, og det andre er
flere kontrakter knyttet til leveranser for å forankre og fortøye flyter ute på feltet. Innenfor det siste
området har selskapene Vicinay Cadenas og Lankhorst en sterk posisjon i det internasjonale
markedet, og de leverer også til Goliatprosjektet. Her er disse leverandørene fra Sør-Europa supplert
av Aker Pusnes i Arendal. Dette er en type kontrakter som skreddersys for offshore-prosjekter.
Utviklingen av kjetting, sugeankre, polyester-tau og andre supplement til forankringssystemer, må
sies å være karakteristiske for et konsept offshore med valg av FPSO som produksjons- og
lagringsenhet.
67
7.2.2
Nasjonal industri og leveranser til Goliat utbyggingsfase
Goliat-prosjektet har noen sentrale kjennetegn. Ett av disse er at Goliat er et lite felt. Sammenliknet
med andre utbygginger på norsk sokkel er det en liten utbygging og det har en kort driftsperiode (15
år). Likevel vil de investeringene som gjøres på 36,7 mrd kroner, samt driftsutgiftene på 1 mrd kroner
pr år, utgjøre den nest største industriinvesteringen i Nord-Norge noen sinne. Gjennomgangen av
Goliat-prosjektets «indre liv» via kontraktene i utbyggingsprosjektet har imidlertid vist at hovedandelen av investeringene foregår andre steder enn i Nord-Norge. Vi har sett av gjennomgangen at de
største investeringene gjøres i Ulsan i Sør-Korea (HHI), Bilbao i Spania (Vicinay), Tyskland
(Siemens), Polen (Aker Subsea), Portugal og Sverige (ABB). I Norge er det store investeringer
gjennom aktivitet på verftene til Aker Solutions langs kysten i Sør-Norge og blant ingeniørene på
kontorene i Arendal, Sandvika, London og Sør-Korea. Dessuten er boreriggen Scarabeo 8 bygd i Italia
og beredskapsbåten Esvagt Aurora bygd i Spania, begge med viktige underleveranser fra Norge. Det
er resultatet av disse investeringene som blir ankret opp utenfor kysten av Finnmark. Investeringene er
i stor grad foretatt andre steder, slik de ble gjort i forbindelse med byggingen av gassanlegget Snøhvit.
På den måten inngår Goliat-prosjektet i samme globaliserte geografiske ramme som andre
utbyggingsprosjekter i petroleumsnæringen.
Er annet kjennetegn ved Goliat er at det er det første offshoreprosjektet i Barentshavet. Dette er et
viktig grunnlag når man skal vurdere de ringvirkninger som oppstår av Goliat og er derfor en viktig
ramme for hele følgeforskningsprosjektet. Erfaringen fra petroleumssektoren i Finnmark og Troms er
først og fremst knyttet til leveranser til bygging av en stor fabrikk på land. Det er nærliggende å tro at
Goliat-prosjektet vil kunne adressere andre bedrifter enn de som var involvert i utbyggingen av
fabrikken på Melkøya. Fra dette perspektivet har store deler av næringslivet i Hammerfest og
nabokommunene begrensede erfaringer når Goliat-utbyggingen ble startet. Fra den første rapporten i
Følgeforskning Goliat, ble det rettet en forventning om at bedrifter fra Nordland ville kople seg på
utviklingen av Goliat, nettopp fordi det var flere bedrifter fra regionen som var sterkt involvert i det
norske offshoremarkedet (Eikeland, m.fl. 2010). Det er vel foreløpig ikke så mye som tyder på at
næringslivet i Nordland har grepet muligheten til å spille på erfaringer fra offshore-sektoren, selv om
vi har noen eksempler på det motsatte. For eksempel ser vi at Rapp Bomek er underleverandør til
Hyundai Heavy Industries som eneste fra Nord-Norge. Videre ser vi at Miras vant en under-leveranse
med APL for et avgrenset arbeid på lossestasjonen for olje, men denne ble terminert som en følge av
Miras konkurs i januar 2012. Den endelige rapporteringen ved prosjektets slutt vil gi oss svarene på
dette.
Et tredje viktig kjennetegn ved Goliat er at utbyggingsløsningen er designet og basert på norsk
teknologi og teknologiutvikling. Det er Sevan Marines design og teknologi som ligger til grunn for
flyteren Sevan1000 FPSO. Nå viser erfaringene at det ikke er noen automatikk mellom valg av et
norsk konsept og rekordhøy norsk andel av leveranser til prosjektet. Den endelige oversikt over
totaltallene i utbyggingsfasen må vi vente på til prosjektet er avsluttet. Det pågår fortsatt
arbeidsintensive operasjoner i flere av de viktigste utbyggingskontraktene. Likevel utfordret
beslutningen om å bygge flyteren i Sør Korea ved verftet til Hyundai Heavy Industries (HHI) en
tankegang hvor et norsk teknologikonsept skal gi en svært høy norsk andel leveranser. HHIkontrakten er den største kontrakten i prosjektet med flest utstyrsleveranser. Likevel ser vi at norsk
industri har levert betydelige varer og tjenester til verftet i Korea som en følge av sterk
konkurranseevne. I alt ser det ut til å være om lag 2,4 mrd. kroner som er gått til norske bedrifter fra
HHI.
68
Nasjonale klynger og industri, forstått som etablerte system- og installatørbedrifter i offshorenæringen, har gjennom Goliat-prosjektet bygd seg opp til å bli enda bedre rustet til å håndtere
kommende utbyggingsprosjekt på norsk sokkel. Det er spesielt tre regioner som peker seg ut og som
innehar de største leverandørmiljøene i norsk sammenheng på Goliat-prosjektet. Det første er
ingeniørmiljøet rundt Fornebu og Sandvika i Oslo-regionen. Her sitter også spesialistene på tegning
og planlegging i disse bedriftene, selv om de er geografisk spredt også på andre regioner som
Hordaland og Rogaland. Sevan Marine, Technip, Aker Subsea og ABB Norge utfører i tillegg mange
av sine ledelsesfunksjoner og administrative funksjoner i Oslo-regionen.
Den andre industriklyngen med tett geografisk konsentrasjon og store leveranser til utbyggingsfase
Goliat, er miljøet rundt DOF Subsea og Aker Subsea i Bergen. Denne klyngen har en sterk regional
forankring ved at de bruker mye lokal arbeidskraft (Jacobsen og Fløysand 2011). I Hordaland har det
oppstått en sterk industriklynge innenfor undervannsteknologi, og klyngen består av mange bedrifter
som arbeider innenfor tilgrensede markeder. Vi ser det spesielt gjennom Aker Solution og DOF
Subsea som er tilhørende i NCE Subsea-miljøet i Hordaland.
Til sist ser vi at APL, Sevan Marine og Aker Pusnes utgjør viktige drivkrefter i oljeservicemiljøet i
NODE37-klyngen med utspring i Arendal. NODE-klyngen har en spesiell sterk konkurranseposisjon
når det gjelder offshore og boreteknologi. Det er innenfor engineering av offshore-konsept (Sevan
Marine), lossestasjon for olje samt fortøyningsutstyr for flytende produksjonsskip som er
kjerneoppdragene fra denne regionen i utbyggingsprosjektet Goliat.
Felles for disse selskapene er at de over tid har bygd seg opp gjennom virksomhet på norsk
kontinentalsokkel og globalt for å kunne betjene stadig flere oppdrag. Dette spiller seg ut i form av
økt konkurranseevne og kvalitet til å håndtere etterspørsel fra operatørselskaper også når
petroleumsvirksomheten beveger seg inn i nye områder. Et viktig aspekt er at disse leverandørene er
spesialister innenfor et eller flere offshore-konsept. Det handler ikke om å bygge en fabrikk på land
med et prosessanlegg, men å bygge en offshoreinstallasjon hvor oljen lastes på skip og føres til
mottaksanlegg og raffinerier direkte fra Barentshavet. Det betyr at utbyggingsprosjektet først og
fremst er bygging av en offshore-installasjon, men selvsagt også, som vi har sett, noe infrastruktur på
land.
At Goliat er et oljefelt med betydelige krav til oljevernberedskap, samt strenge krav for å løse dette på
en sikker måte, har vært et viktig regionalt inntak til prosjektet fra aktører i Nord-Norge. Vi erfarte at
diskusjonen i en tidlig fase rundt regionale ringvirkninger ble rettet mot oljevernberedskap og
muligheter for å bygge opp et system for oljevernberedskap med utgangspunkt i de regionale aktørene
i nord.
Dette har resultert i en prosess som har mobilisert kystfiskebåter i barriere tre i den kystgående
oljevernberedskapen og mobilisert en egen innsatsgruppe (IGSA) i barriere 4 hvor fokuset er på
strandsonen. Disse to nye satsingsområdene har bidratt til å videreutvikle et etablert beredskapsregime
hvor hovedinnsatsen har vært rettet mot oljevernberedskap nær feltet. Den kystnære siden av
oljevernberedskapen knyttet til Goliat har også mobilisert fiskere på en måte som på sikt kan være
med å styrke dialogen mellom kystfiskere og petroleumsnæringen. Dette har også ført til leveranser av
produkter og tjenester fra nordnorske kompetansebedrifter innenfor oljevernberedskap, spesielt til den
kystnære og strandsone-baserte oljevernberedskapen. Erfaringene med oljevernberedskap i barriere 1
og 2 er at de bedriftene i Nord-Norge som før utbyggingen var godt posisjonert med leveranser av
utstyr til oljevernberedskap også er tungt inne også i forbindelse med Goliat. Vi erfarer at Nofi og
37
Norwegian Offshore Drilling and Engineering
69
Norlense har hatt betydelige leveranser knyttet til Goliat og at disse også har vært med å utvikle
beredskapen for å sikre at kvaliteten ivaretas også fra leverandørsiden.
Det er flere forhold som kan trekkes fram for å forklare de leveransestrukturene som vokser fram. I
kapittel 1 lanserte vi noen sentrale faktorer som legger rammer for petroleumsvirksomhet i
nordområdene:

Petroleumsnæringen er en global næring. Den er ikke ny verken i Norge eller Nord-Norge.

Hoveddelen av leverandørindustrien er geografisk lokalisert i Oslo/Akershus, Agder,
Hordaland og Rogaland (Vatne 2008).

Utbredelse av næringsliv og industri skjer på de stedene der petroleumselskaper etablerer seg

Den tradisjon bedriftene i en region har for å arbeide med industri og kompetansetunge
tjenester har stor betydning for hvilke ringvirkninger som oppstår.

Det typiske for Nord-Norge er at andelen industrisysselsatte er lavere sammenliknet med
landet sett under ett. Det gjelder også for forretningsmessig tjenesteyting.

Erfaringene viser at leverandørene «følger etter» oljeselskapene når de arbeider på prosjekt.
Disse faktorene ser vi spille seg ut i forskjellig format i utbyggingen av Goliat-prosjektet. Det er et
komplisert system av globale produksjonskjeder som kan forklare den sterke internasjonale
konkurranseevnen i Asia til bygging av overstell og skrog (Dicken 2010). Likevel viser norsk industri
at de er konkurransedyktige i konseptvalget som er trukket opp av Eni Norge og lisensen i Goliatprosjektet. Erfaringene herfra tilsier at teknologiske valg i utbyggingsprosjektet og tilgjengelig
industriell kompetanse i regionen Nord-Norge er med å forme det regionale og nasjonale innholdet i
leveransene til utbyggingsprosjektet Goliat.
Regionale aktører, inkludert regionalt næringsliv, vil uavhengig av utbyggingsløsning være sentrale i
arbeidet med å skape regionale ringvirkninger. Denne rapporten har vist at regionene i Norge er ulikt
posisjonert for å håndtere dette. Sterke regioner i denne sammenheng er Agder-fylkene, Hordaland og
Rogaland, mens regioner som Sogn- og Fjordane, Oppland og Hedmark ikke er involvert i
utbyggingsprosjektet. De nordligste regionene er i liten grad er involvert som leverandører til selve
offshoredelen av utbyggingsprosjektet, selv om de har oppdrag i forbindelse med installasjonsfasen
med forsyninger, logistikk og maritime tjenester.
Dette endrer seg med oljevernberedskapen. Her spiller de tre nordnorske regionene en rolle som arena
for å utvikle nye former for oljevernberedskap med nordnorske bedrifter i føringen for de nye
systemene som er utviklet i Goliat-beredskapen. Dette gjelder særlig den kystnære beredskapen og
strandsone-beredskapen, hvor de nordnorske miljøene er viktige aktører. Oljevernberedskapen skaper
ringvirkninger i mange lag av samfunnene i nord, fra opplæringsinstitusjoners bidrag til båtslipper der
ombyggingen av båtene foregår. Sist, men ikke minst, viser den nye modellen for oljevernberedskap,
inspirert av erfaringer fra andre deler av verden, at det er mulig å trekke synergier mellom næringer
hvor fiskerinæringens kunnskap om strømforhold og klimatiske egenskaper har en rolle i utviklingen
av maritime produkter og tjenester som kan vise seg å ha stor relevans for oljevernberedskap i nord.
70
7.2.3
Lokale leveranser til Goliat
I Finnmark er det først og fremst Hammerfest Energi, Hammerfest Energi Nett og Polarbase (under
boreoperasjonene) av opprinnelige lokale bedrifter, som har litt større hovedkontrakter knyttet til
Goliat.
Andre bedrifter fra Hammerfest og Alta har levert varer og tjenester som underleverandører til
Siemens kontrakt om elektrifisering på land. Disse bedriftene har enten levert direkte til Siemens eller
til Skanska, Istad eller Bravida som har hatt ansvar for del-leveranser under Siemens-kontrakten.
Videre finner vi at bedrifter fra Hammerfest har levert til Technip som installerer
undervannsproduksjonsanlegget for Goliat. Ytterligere har en del lokalt baserte bedrifter hatt en del
mindre leveranser basert på løpende behov fra utbygger og hovedkontraktører.
Det som kjennetegner lokale leveransene er at de befinner seg på et område der det er en naturlig
fysisk møteplass mellom lokale bedrifter og innehavere av aktuelle hovedkontrakter. Det gjelder
eksempelvis innenfor bygg- og anleggsarbeid som Skanska har totalansvar for og innenfor områder
som krever fysisk tilstedeværelse. Det gjelder også for Technip-kontrakten hvor Polarbase har blitt en
arena for lokale leveranser. Eksempler på dette er bistand til lossing, gravearbeid, VVS-arbeid,
transport, verktøy eller basetjenester. Det som er felles er at geografisk nærhet blir et
konkurransefortrinn fordi arbeidet skal foregå i et område hvor disse bedriftene allerede befinner seg.
Nærhet til kunde har gitt konkurransefordeler for bedriftene og mulighet for hurtig og fleksibel
levering. Basert på de tilgjengelige tallene vi har til disposisjon synes det, med et par unntak, som om
de lokale foretakene av denne typen ikke har vært involvert i utbyggingskontraktene, verken med
Technip eller Siemens eller andre. Det kan se ut som om de lokale foretakene har kunnet supplere
leveransene til Goliat-prosjektet uten å måtte forlate «det tradisjonelle lokale markedet». For
hovedkontraktørene betyr et slikt supplement fra lokale foretak at de kan nyttiggjøre seg lokal
arbeidskraft på en fleksibel måte uten å måtte tids- og ressursplanlegge sine faste underleverandører
inn i alle typer standardiserte eller forefallende deloppdrag.
7.2.4
Subsea- og offshoreprosjekt – en arena for regional deltakelse i utbyggingsfasen?
Som denne rapporten viser, har geografisk nærhet til oljefeltet liten betydning for å forklare leveranser
til utbyggingsfasen av et offshore-anlegg. Unntakene er basetjenester knyttet til logistikk (inkl. hotell
og personelltransport med fly), og maritime operasjoner. Dette er imidlertid leveranser og tjenester
som utgjør en beskjeden del av utbyggingskostnadene. Vår analyse peker på at det er de
næringsmiljøene personene inngår i og i hvilken grad de inngår i kunnskaps-, kompetanse-, og
industrimiljøer med tradisjon – som legger føringer for leveransene, ikke hvor anlegget skal produsere
olje.
For et landanlegg kan det lages små eller store moduler som blir fraktet til bestemmelsesstedet og som
settes sammen til et ferdig anlegg på stedet som produksjonen skal foregå. Installasjon av slike anlegg
kan skje ved innflyging av mannskap. På et offshore-prosjekt som Goliat ser vi enda tydeligere
hvilken arbeidsdeling som preger olje- og gassektoren. Design og engineering, samt innkjøp, kan i
prinsippet gjøres hvor som helst, bare det finnes kompetanse og kapasitet. Fabrikasjon og bygging ser
i større og større grad ut til å foregå i Asia. For regioner med geografisk nærhet til installasjonene vil
nærhetsfortrinn være forsyninger til rigger og fartøy som driver lete- og driftsaktiviteter ute på feltet.
Vi vil imidlertid bringe oppmerksomheten mot det faktum at det ikke er det fysiske anlegget som
sådan som skaper forandringer i en region, særlig i utbyggingsfasen. Som Vatne (1990) sier er det
først når lokal arbeidskraft og lokale bedrifter blir trukket med i aktivitetene, når anleggsarbeidere
71
nytter fritid og penger lokalt, når arbeidskraft bosetter seg i kommuner, når infrastrukturinvesteringer
påvirker eksisterende forhold osv., at det skapes endringsimpulser. Leveransene og lokal deltakelse i
disse leveransene er en viktig innfallsvinkel for å forstå omfanget av de endringsimpulsene som
påvirker regionen. Slik sett vil kunnskap om dette bidra til å få innsikt i hvor omfattende oppgaver
som tilfaller regionens næringsliv og arbeidskraft. Samtidig viser noen av de større
hovedkontraktørene til at det, ved et høyere aktvitetsnivå og mer stabilitet mht. leting etter olje og
gass i nord, kan oppstå markedssegmenter der de ønsker at lokale verkstedsleverandører kan stå for
prefabrikasjon av industrielle enkle komponenter – komponenter som det ofte er behov for i
installasjoner og maritime operasjoner. Utfordringen er stabil petroleumsaktivitet og at lokale
bedrifter er oppdatert på hva som etterspørres.
I utbyggingsfasen av Goliat-prosjektet, hvor en såpass sterk konsentrasjon av kapital er samlet i en
kontrakt og at denne kontrakten i stor grad ledes i Asia, er regionen, med et par unntak (Polarbase og
Hammerfest Energi), en arena hvor utbyggingen skal realiseres og settes i produksjon. Flere
nasjonale/internasjonale virksomheter har imidlertid etablert avdelinger lokalt for å være nær både
lete-, utbyggings- og driftsoperasjoner. Dette er permanente avdelinger, med en del aktivitet og lokal
sysselsetting i utbyggingsfasen av prosjekter - og i så måte vil noen betrakte disse også som lokale
virksomheter. Ovennevnte funn føyer seg inn i resultater fra tidligere studier som peker på at
prosjektfasen i en olje og gassutbygging styres av knappe tidsfrister, låste tidsvindu og marginale
budsjett gitt av tilbudsnormen i markedet. Her vil det være lite fleksibilitet med tanke på utviklingen
av leverandører, og man vil ta i bruk bedrifter fra allerede etablerte leverandørnettverk og med
spisskompetanse.
Så vil det være mulighet for åpninger andre steder for nordnorske leverandører. Et eksempel kan være
innenfor kystnær oljevernberedskap. Det store bildet er at utsiktene for å videreutvikle den modellen
som utprøves på Goliat, vil være relativt gode i framtiden. Den vedvarende oljeproduksjonen på norsk
sokkel fra Statfjord, Ekofisk og områdene midt ute i Nordsjøen med nye tilskudd vil fortsatt være en
viktig basis for den totale norske oljeproduksjonen, men det vil ikke være disse feltene som har størst
beredskapsmessige utfordringer. Disse områdene befinner seg såpass langt til havs at kravene om
responstid for å forhindre at et eventuelt oljeutslipp treffer land er relativt sett romslig sammenliknet
med felt som Goliat og dets kortere avstand til land. For kystnære felt vil det oppstå mer
beredskapskritiske situasjoner ved eventuelle uhell. Etter hvert som oljevirksomheten i nord utvides
vil det stadig kunne komme flere slike mer utfordrende prosjekter. Derfor vil Goliat-prosjektet kunne
være en innovasjonsarena for oljevernberedskap i nord. Forberedelsene til Goliat kan være en gunstig
arena for å teste og utvikle nye og supplerende metoder til det etablerte oljevernregimet. På den måten
kan operatørselskapene, NOFO, leverandørindustrien og det tradisjonelle næringslivet i nord oppnå to
fortrinn: Det ene er å trekke læring fra en forberedende fase over i produksjonsfasen med
utgangspunkt i kunnskap om lokale vind-, vær- og strømforhold, samt hvordan denne kunnskapen kan
brukes i oljevernberedskap. Det andre er å utvikle kunnskap på en måte som gjør at denne kunnskapen
både bidrar til høy kvalitet og robust beredskap, samtidig som den er konkurransedyktig også for
andre områder hvor petroleumsnæringen etablerer seg nært land. Goliat-prosjektet kan være et
referanseprosjekt i så måte.
72
Litteratur
Abelsen, Aure og Nilsen 2012 Ungdom og Goliat. Unge i Hammerfest, Alta og Honningsvåg om
petroleumssektoren som framtidig arbeidsmarked. Norut Alta-rapport 2012:4
Arbo, P og B. Hersoug (red) (2010) Oljevirksomhetens inntog i nord. Næringsutvikling, politikk og
samfunn. Gyldendal akademisk.
Arbo, P., S. Eikeland og A. Hervik (2007) Regionale ringvirkninger av olje- og gassnæringen. En
oppsummering av foreliggende kartlegginger. Rapport 2007:4. Norut NIBR Finnmark, Universitetet i
Tromsø, Møreforskning as.
Blomgren og Sasson (2013) Knowledge Based oil and gas industry. Research report 3/2011. BI
Norwegian Business School.
Engen, O. (2002) Rhetoric to Realities? The NORSOK-programme and Technical and Organizational
change in the Norwegian Petroleum Industrial Complex, Department of Sociology/RF, Avhandling
for graden Doctor Rerum politicarum, Universitetet i Bergen
Eikeland, Nilsen, Karlstad og Ringholm 2010 REgionale forventninger til ringvirkninger av
utbygging og drift av Eni Norges Goliatprosjekt. Norut Alta-rapport 2010:5
Eikeland, Nilsen, Karlstad, Ness og Nilssen 2009 Dette er Snøhvit. Oppsummering av
følgeforskningsprosjektet Snøhvit 2002-2008. Norut Alta rapport 2009:3
Hervik, Bræin og Bergem (2007) Samfunnsmessig konsekvensanalyse av Ormen Lange – Fase 1.
Møreforskning Molde. Rapport 0713
Karlstad (2011) Petroleumsklynge Hammerfest. Norut Alta rapport 2011:4
Leknes og Thygesen (2010) KAmpen om Goliat. En casestudie av avisenes og politikernes vinklinger
av Goliat saken, I Arbo og Hersoug 2010 Oljevirksomhetens inntog I nord. Næringsutvikling, politick
og samfunn. Gyldendal akademisk.
Nilsen, T (2008) Selskapsstrategier teller, forhandlinger avgjør. Regionale interesser i
utbyggingsprosjektene Snøhvit og Ormen Lange. Avhandling for graden Ph.D, Universitetet i Tromsø
2008.
Nilsen og Ringholm 2011 Finnmarkskart I endring? Samhandling mellom nabokommuner og Eni
Norges Goliat prosjekt. Norut Alta rapport 2011:11
Nilssen, I.B, Nilsen, T, Karlstad, S, Bræin,L, Hervik, A og Bergem, B og E. Angell (2012)
Erfaringsstudie om ringvirkninger fra petroleumsvirksomhet for næringsliv og samfunnet for øvrig.
Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehavet. Utarbeidet på oppdrag for Olje‐ og
Energidepartementet.
Olje- og Energidepartementet 2012 Fakta Norsk petroleumsvirksomhet. OED
Osmundsen, 2012 Foredrag på Petrosam 2 avslutningskonferanse Oslo
Vatne, E. (1990) Gassdrevet distriktsutbygging. Samfunnsmessige virkninger av Kårstø- utbyggingen.
Oslo: Kommuneforlaget
Vatne, E (2007) Regional fordeling av sysselsetting i norsk petroleumsrelatert leverandørindustri.
Arbeidsnotat nr.22/07. Senter for samfunn- og næringslivsforskning
73
74