Del 5
Kostnadsoverskridelsene for prosjektene i Åsgardkjeden

14 Tidligere myndighetsbehandling av prosjektene i Åsgardkjeden

Det vises til at departementet 19. mars 1999 sendte et brev til Stortingets presidentskap hvor det ble orientert om at departementet samme dag hadde mottatt informasjon fra Statoil om nye kostnadsøkninger i Åsgardkjeden, og at styret i Statoil på grunnlag av dette var bedt om en skriftlig redegjørelse. Departementet vil med dette orientere Stortinget om den siste kostnadsutviklingen for prosjektene i Åsgardkjeden og gi en vurdering av utviklingen og status for disse prosjektene.

14.1 Bakgrunn

Statoil er operatør for alle prosjektene i Åsgardkjeden. Med Åsgardkjeden menes Åsgardfeltet, Åsgard Transport, Kårstøanleggene og Europipe 2. Utbyggingsplanene for Åsgardfeltet, Åsgard Transport og Kårstøanleggene er beskrevet i St prp nr 50 (1995-96) som ble behandlet i Stortinget 14. juni 1996. Utbyggingsplanene for Europipe 2 er beskrevet i St prp nr 15 (1996-97) som ble behandlet i Stortinget 16. desember 1996.

Åsgardfeltet bygges ut med et produksjonsskip, Åsgard A, for produksjon av olje og et en halvt nedsenkbar plattform, Åsgard B, for behandling av gass og kondensat. I tillegg vil et lagerskip for kondensat, Åsgard C, være lokalisert på feltet. Feltutbyggingen omfatter også store undervannsanlegg og et stort antall brønner. Oljen og kondensatet fra feltet vil lastes i skytteltankere for videre transport.

Gassen fra Åsgard vil fraktes gjennom gassrørledningen Åsgard Transport som strekker seg fra feltet og ned til Nordsjøen for ilandføring av gassen til Kårstø i Rogaland.

Gassen fra Åsgard er såkalt rikgass, det vil si en blanding av tørrgass og våtgass.

I Kårstøanleggene skilles først tørrgassen fra våtgassen (såkalt ekstraksjon). Våtgassen splittes deretter i propan, iso- og normal butan og kondensat (såkalt fraksjonering) for lagring og transport med skip fra Kårstø.

Fra Kårstø vil tørrgassen transporteres videre til Dornum i Tyskland gjennom rørledningen Europipe 2.

14.2 Departementets oppfølging av prosjektene i Åsgardkjeden og tidligere orienteringer til Stortinget

Da prosjektene første gang ble framlagt for Stortinget i St prp nr 50 (1995-96) var investeringsanslaget for Åsgardfeltet 30.249 mill. kroner, for Åsgard Transport 7.567 mill. kroner og for de nye Kårstøanleggene 2.884 mill. kroner. I St prp nr 15 (1996-97) var investeringsanslaget 7.322 mill. kroner for Europipe 2 ³. 1

Samlet sett var således kostnadsanslaget som Stortinget fikk seg forelagt da disse prosjektene ble godkjent, 48.022 mill. kroner.

Etter at de ulike prosjektene i Åsgardkjeden ble besluttet utbygd, har operatøren for alle prosjektene, Statoil, foretatt jevnlige oppdateringer av kostnadsanslagene i prosjektene. Departementets oppfølging av prosjektene i Åsgardkjeden skjer, i likhet med alle andre prosjekter, i første rekke gjennom oppfølgingen av nye kvalitetssikrede kostnadsestimater. Dette er myndighetenes primærkilde for informasjon om investeringsutviklingen.

Departementet har etablert en særskilt ordning for oppfølging av prosjektene i Åsgardkjeden som blant annet består i at departementet møter representanter fra Statoils ledelse straks offisielle nye kostnadsoppdateringer foreligger og blir orientert om disse. I tillegg skal Statoils ledelse straks informere departementet dersom det framkommer vesentlig ny informasjon om Åsgardprosjektene utenom de regulære kostnadsoppdateringene.

På bakgrunn av operatørens rapporteringer har departementet ved flere anledninger orientert Stortinget om kostnadsutviklingen for prosjektene i Åsgardkjeden, jfr. St prp nr 15 (1996-97) høsten 1996, St prp nr 1 (1997-98) og St prp nr 1 Tillegg nr 3 (1997-98) høsten 1997, St prp nr 65 (1997-98) våren 1998 og St prp nr 8 (1998-99) høsten 1998.

På bakgrunn av blant annet kostnadsoverskridelsene i Åsgardprosjektet, nedsatte departementet 29. august 1998 Investeringsutvalget. Utvalget skulle blant annet identifisere hovedårsaker til kostnadsoverskridelsene på norsk kontinentalsokkel. Investeringsutvalget gransket flere prosjekter - Åsgardfeltet og Kårstøanleggene var blant disse. Investeringsutvalgets rapport ble lagt fram 3. februar 1999. En redegjørelse for denne er gitt i meldingens del IV.

Den siste justering av kostnadsanslagene for prosjektene i Åsgardkjeden (forut for brevet av 19. mars d.å) ble framlagt den 18. september 1998 i et møte med Statoil. Det ble da rapportert om ytterligere kostnadsøkninger. Stortinget ble orientert om kostnadsøkningene gjennom St prp nr 8 (1998-99) som ble framlagt 5. november 1998 og behandlet i Stortinget 2. februar 1999.

Tabell 14.1 viser investeringsanslagene i St prp nr 8 (1998-99) sammenlignet med de opprinnelige investeringsanslagene i utbyggingsplanene som ble behandlet i St prp nr 50 (1995-96) og St prp nr 15 (1996-97).

På bakgrunn av de kostnadsanslag som forelå for Åsgardprosjektet høsten 1998, og som departementet orienterte om i St prp nr 8 (1998-99), ba departementet Oljedirektoratet om å følge opp Åsgardprosjektet spesielt. Oljedirektoratet foretok en gjennomgang av prosjekt- og kostnadsutviklingen for feltutbyggingen siden utbyggingsplanen (PUD). I sin gjennomgang og oppfølging av prosjektet avholdt Oljedirektoratet flere møter med operatøren Statoil. Oljedirektoratet vurderte også status i prosjektet, og på bakgrunn av dette utarbeidet Oljedirektoratet en rapport; Åsgard gjennomgang, status og kostnadsutviklingsom ble oversendt departementet 23. februar 1999.

15 Redegjørelser fra Statoils styre

Departementet ble i møte 17. mars 1999 muntlig orientert om de nye investeringsanslagene for prosjektene i Åsgardkjeden, og 19. mars 1999 mottok departementet et brev fra Statoil vedrørende de siste investeringsanslagene.

Som redegjort for i brev av 19. mars 1999 fra departementet til Stortingets presidentskap (trykt vedlegg II.1), sendte statsråden, i lys av den siste negative kostnadsutviklingen for prosjektene i Åsgardkjeden, samme dag brev til styreformannen i Statoil (trykt vedlegg II.2). I brevet ble det bedt om en skriftlig redegjørelse for hvilke tiltak som har vært satt inn for å sikre en forsvarlig gjennomføring av prosjektene, styrets vurdering av status i prosjektet og hvilke ytterligere tiltak som nå vil settes inn.

Departementet fikk 7. april 1999 overlevert styrets redegjørelse (trykt vedlegg II.3). På grunn av dette hadde departementet diskusjon med selskapets administrasjon om enkelte forhold i brevet; blant annet om uklarheter i tallmaterialet og usikkerheten framover. Statsråden sendte 19. april 1999 et nytt brev til styret i Statoil (trykt vedlegg II.4) hvor det ble bedt om en ytterligere redegjørelse vedrørende de siste kostnadsanslagene. Departementet mottok styrets svarbrev 27. april 1999 (trykt vedlegg II.5). Nedenfor følger en sammenfatning av redegjørelsene fra styret.

15.1 Nye kostnadsanslag

I tabell 15.1 er kostnadsutviklingen for de ulike prosjektene i Åsgardkjeden vist i forhold til orienteringen i St prp nr 8 (1998-99).

Økningen i totalanslaget for prosjektene i Åsgardkjeden i forhold til St prp nr 8 (1998-99) er 2.923 mill. kroner.

De nye investeringsanslagene og kostnadsøkningene i forhold til det som ble lagt til grunn i planene for utbygging og drift/anlegg og drift (PUD/PAD), og som lå til grunn for Stortingets opprinnelige behandling av St prp nr 50 (1995-96) og St prp nr 15 (1996-97), er vist i tabell 15.2.

De totale utbyggingskostnadene for prosjektene i Åsgardkjeden er ifølge Statoil 66.137 mill. kroner Dette innebærer en kostnadsøkning på 18.115 mill. kroner eller 37,7 pst. Av dette utgjør valutaeffekten 1.427 mill. kroner. Som det framgår er kostnadsøkningene for transportsystemene liten i forhold til kostnadsøkningene for Åsgardfeltet og Kårstø.

15.1.1 Byggekostnad inklusiv finansieringskostnader

Det har i tilknytning til fremleggelsen av de nye kostnadstallene vært diskutert om det i kostnadstallene bør inkluderes kostnader for den kapitalen som er bundet i byggeperioden - også omtalt som byggelånsrenter eller kalkulatoriske byggelånsrenter. Ifølge Statoil er prosjektene i Åsgardkjeden, i likhet med i hovedsak hele olje- og gassvirksomheten på norsk kontinentalsokkel, organisert som partnerskap (interessentskap eller «joint ventures»). Finansieringskostnadene er ikke en felleskostnad for partnerskapene. Dette skyldes at hvert enkelt selskap i partnerskapene selv finansierer sin andel av kostnadene etter hvert som de påløper. Hvilke finansieringskostnader et selskap pådrar seg vil, ifølge Statoil, avhenge av det enkelte selskaps finansielle løsning. De enkelte selskapene i partnerskapene vil således kunne aktivere byggelånsrenter basert på selskapenes egne regnskapsprinsipper. Statoil opplyser at selskapet ved rapportering i samsvar med internasjonale regnskapsprinsipper, har fulgt en slik regnskapspraksis.

I forbindelse med slike partnerskap og tilhørende finansieringsform er det, ifølge Statoil, ikke praksis å inkludere byggelånsrenter ved rapportering av kostnadsanslag for prosjektene. Investeringsanslagene i utbyggingsplaner som oversendes departementet inkluderer, av nevnte grunner, ikke byggelånsrentene. Ifølge Statoil vil det kun være praktisk gjennomførbart å inkludere byggelånsrenter i prosjekter som er 100 pst. finansiert av ett selskap, eller i prosjekter hvor selskapene går sammen om finansieringen ved eksempelvis å oppta felles lån.

Ifølge Statoil vil operatør og partnere ved beregning av et prosjekts lønnsomhet normalt i sitt avkastningskrav legge til grunn at investeringen skal betjene både egen- og fremmedkapital. Når et prosjekt tilfredsstiller et bestemt realavkastningskrav, har en således tatt hensyn til rente både på fremmedkapital og avkastning på egenkapital.

15.1.2 Valutaeffekt

Valutaeffekt kan i denne sammenheng defineres som effekten i norske kroner av forskjellen mellom valutakursforutsetningene i PUD/PAD og den faktiske utviklingen i valutakursene, inkludert de oppdaterte forventningene for valutakursene i den gjenværende byggeperioden. Valutaeffekten viser hvordan endret kronekurs og nye forventninger om kronekurs, sammenlignet med kursanslagene i utbyggingsplanene, slår ut på investeringsanslagene.

Tidligere rapporteringer fra Statoil om kostnadsøkningene i Åsgardkjeden har inkludert valutaeffekt, med unntak for Åsgardfeltet. Den ulike praksisen med hensyn på å inkludere valutaeffekten i investeringsanslagene skyldes ifølge Statoil blant annet at de enkelte selskapene i utbyggingsprosjekter som skal finansiere investeringene, blir belastet med regningene i den valuta som fakturaene skriver seg i. Hvordan valutaeffekten slår ut, vil derfor avhenge av hvordan det enkelte selskap er posisjonert i ulik valuta.

Fra våren 1999 har Statoil, i utbyggingsprosjekter hvor selskapet er operatør eller deltaker, imidlertid etablert en rapporteringspraksis hvor valutaeffekten medregnes. Statoils beregninger ved de siste kostnadsanslagene indikerer en valutaeffekt på 1.427 mill. kroner samlet for alle prosjektene i Åsgardkjeden. Valutaeffekten er tatt med i investeringsanslagene som er vist i denne meldingen.

15.2 Forklaring av de siste kostnadsøkningene

Styret gir i sin redegjørelse en gjennomgang av årsakene til helekostnadsøkningen siden PUD/PAD for Åsgardkjeden. Styret viser blant annet til Investeringsutvalgets forklaringer av hovedårsaker til nylige kostnadsoverskridelser på norsk kontinentalsokkel. Åsgardprosjektet var ett av flere prosjekter som utvalget analyserte. Styret deler utvalgets vurderinger og støtter de tiltak som framkommer i Investeringsutvalgets innstilling. Dette gjelder i særlig grad betydningen av å få mer kvalitet i et prosjekts startfase, og noe som gir en bedre avklaring av usikkerhet og risikoelementer før detaljprosjektering starter. For en analyse av årsaksforhold bak kostnadsutviklingen for prosjektene som Investeringsutvalget gransket, vises det til Investeringsutvalgets rapport som er redegjort for i meldingens del IV.

I tillegg påpeker styret følgende særegne forhold når det gjelder Åsgardfeltet med videre:

• Introduksjon av ny teknologi ved høyt trykk og høy temperatur ble undervurdert og har gitt større kostnadsmessige konsekvenser enn antatt.

• Utmattingskrav forbundet med lang levetid på anlegget ble undervurdert. De fulle konsekvenser av dette ble først avdekket sent i prosjekteringsfasen og har medført betydelige vektøkninger utover det som var lagt til grunn.

• Åsgardprosjektet består av en rekke enkeltprosjekter som hver for seg er omfattende og komplekse.

Styret uttaler også at myndighetenes beslutning om lavere tildeling av leveranserett for gass (allokering) i de første produksjonsårene enn det rettighetshaverne i lisensen søkte om, indirekte førte til økte kostnader ved at de som følge av dette måtte foreta tilleggsinvesteringer for å sikre nødvendig lønnsomhet i Åsgardprosjektet.

De siste kostnadsøkningene i Åsgardkjeden er på Åsgardfeltet og på Kårstøanleggene.

Statoilstyret forklarer at de siste kostnadsøkningene på feltet i hovedsak er knyttet til Åsgard A og Åsgard B.

Økningen på Åsgard A er en konsekvens av at ferdigstillelsesarbeidet har tatt lengre tid og har vært mer omfattende enn forutsatt.

For Åsgard B har mer arbeid måtte overflyttes til Kværner Rosenberg i Stavanger som følge av forsinkelser fra underleverandørene. Dette har medført at man har måttet øke ressursinnsatsen tilsvarende på Kværner Rosenberg. De endrede forutsetningene for det avsluttende arbeidet på Kværner Rosenberg var ikke tatt høyde for i det forrige kostnadsanslaget. Høsten 1998 ble det, ifølge Statoil, klart at Kværner i henhold til kontrakt skulle dekke 700 mill. kroner av kostnadsøkningen på Åsgard B, og dette ble derfor lagt til grunn i forrige investeringsanslag. Statoil har i vår imidlertid tilbudt Kværner en bonusutbetaling for å legge forholdene til rette for en kostnadseffektiv ferdigstillelse av plattformen i henhold til avtalt tidsplan.

For Kårstøanleggene skyldes, ifølge Statoil, de siste kostnadsøkningene blant annet at tidspress har medført behov for parallelle aktiviteter (blant annet planlegging og bygging), som igjen har medført behov for justeringer underveis og derved lavere produktivitet. Forsinkelser i prosjekteringen har hatt konsekvenser for fabrikasjonsarbeidene. Forsinkelser i leveranser av tegninger og materialer til Kårstø har hatt kostnadskonsekvenser da arbeidsstokk og utstyr allerede var mobilisert. Dette var ikke tatt tilstrekkelig høyde for i det forrige kostnadsanslaget.

15.3 Lønnsomhet

I utbyggingsplanene som er beskrevet i St prp nr 50(1995-96) har operatøren foretatt en samfunnsøkonomisk lønnsomhetsberegning av Åsgardprosjektet, det vil si Åsgardfeltet, Åsgard Transport og Åsgards andel av Kårstøutbyggingen. Beregningene viser en nåverdi på 37.845 mill. kroner ved et reelt avkastningskrav til totalkapitalen på 7 pst. før skatt. De makroøkonomiske forutsetningene i utbyggingsplanene var en oljepris på 16 USD/fat og en dollarkurs på 6,5 kr/USD for hele perioden.

Ifølge brev fra styret i Statoil er nåverdien for Åsgardprosjektet etter de siste kostnadsøkningene 17.479 mill. kroner ved et reelt avkastningskrav til totalkapitalen på 7 pst. før skatt. De makroøkonomiske forutsetningene bak disse lønnsomhetsberegningene er en oljepris på 15 USD/fat og en dollarkurs på 7,25 NOK/USD fra og med 1999. Statoil har imidlertid senere justert ned denne nåverdien til 13.965 mill. kroner. Nedjusteringen skyldes at Statoil, på samme måte som ved beregningene i St prp nr 50 (1995-96), har sett bort fra verdiskapingen forbundet med at også gass fra andre felt i Norskehavet kan skipes i rørledningen Åsgard Transport.

Lønnsomheten er dermed 23.880 mill. kroner lavere enn det som opprinnelig ble lagt til grunn.

Av lønnsomhetsreduksjonen på 23.880 mill. kroner, kan ifølge Statoil 15.372 mill. kroner henføres til økte kostnader. 2.611 mill. kroner av lønnsomhetsreduksjonen skyldes ifølge Statoil endrede makroøkonomiske forutsetninger (oljepris, valutakurs og inflasjon), mens 5.897 mill. kroner skyldes forsinket produksjonsstart for Åsgard A, nedjustering av væskereservene i Åsgardfeltet og endret produksjonsprofil.

I St prp nr 50 (1995-96) viser Åsgardprosjektet en nåverdi på 6.298 mill. kroner ved et reelt avkastningskrav til totalkapitalen på 8 pst. etter skatt med en oljepris på 16 USD/fat og en dollarkurs på 6,5 NOK/USD for hele perioden. Ifølge operatøren viser Åsgardprosjektet i dag en nåverdi på 1.736 mill. kroner ved et reelt avkastningskrav til totalkapitalen på 8 pst. etter skatt med en oljepris på 15 USD/fat og en dollarkurs på 7,25 NOK/USD fra og med 1999.

Balanseprisen for prosjektene i Åsgardkjeden er etter de siste kostnadsøkningene, ifølge Statoil, 13,5 USD/fat ved et reelt avkastningskrav til totalkapitalen på 8 pst. etter skatt. Balanseprisen er den oljepris som gir null nåverdi.

15.4 Styrets vurderinger av gjenværende prosjektrisiko og framdrift

Opprinnelig produksjonsstart på Åsgard A var i henhold til operatørens planer satt til 1. oktober 1998. På grunn av forsinkelser vil imidlertid produksjonsskipet, ifølge operatøren, først komme i produksjon i løpet av første halvår 1999. Planlagt oppstart av Åsgard B er i henhold til operatøren 1. oktober 2000 samtidig med oppstart av Åsgard Transport og gassbehandlingsanleggene på Kårstø. Planlagt oppstartstidspunkt for Europipe 2 er 1. oktober 1999.

Åsgard A er på det nærmeste ferdigstilt og ligger nå på feltet for oppkopling av undervannsproduksjonssystemene.

For Åsgard Ber selve prosjekteringen på det nærmeste ferdigstilt. Den gjenværende usikkerheten er, ifølge Statoil, knyttet til produktivitet og kvalitet i sammenstillingsfasen ved Kværner Rosenberg. Per medio april 1999 gjenstår om lag 40 pst. av arbeidet på gassplattformen Åsgard B. Dersom det skulle bli nødvendig med overføring av arbeid til havs, er dette ifølge Statoil forbundet med risiko for kostnadsøkninger. Statoil opplyser at dersom iverksatte tiltak ikke gir forventet effekt, kan Åsgard B bli utsatt for en kostnadsøkning mellom 0 og 500 mill. kroner. Det er styrets oppfatning at forholdene ligger til rette for å oppnå god produktivitet i sluttføringen av Åsgard B med ferdigstillelse til planlagt tid.

Statoil opplyser at det nå er boret 27 av opprinnelig planlagt 59 brønner, og at boring av brønnene har tilfredsstillende framdrift og har i om lag ett år ligget foran eller på planen. Det er ifølge Statoil liten risiko for økte kostnader forbundet med selve boreoperasjonene. Når det gjelder komplettering har Statoil i det siste kostnadsanslaget lagt til grunn en gjennomsnittlig kompletteringstid på 27 dager per brønn. Komplettering omfatter ferdigstillelse av brønnene for produksjon og injeksjon etter at borearbeidene er avsluttet. Dersom målsetningen om å komplettere de resterende brønnene på 27 dager i gjennomsnitt per brønn ikke nås, vil kostnadene øke. En økning i gjennomsnittlig kompletteringstid fra 27 dager til 35 dager, vil i henhold til Statoil medføre en kostnadsøkning for disse arbeidene på 500 mill. kroner.

Ved Kårstø er prosjekteringen for de nye anleggene på det nærmeste ferdigstilt, ifølge Statoil. Også her er den gjenværende usikkerheten knyttet til produktivitet og kvalitet i sammenstillingsfasen. Per medio april 1999 gjenstår i følge Statoil i underkant av halvparten av byggearbeidene for anleggene på Kårstø. Statoil opplyser at dersom iverksatte tiltak ikke gir forventet effekt, kan kostnadene for Kårstøanleggene øke med inntil 400 mill. kroner. Det er styrets oppfatning at forholdene ligger til rette for å oppnå god produktivitet i sluttføringen av Kårstøanleggene med ferdigstillelse til planlagt tid.

Styret rapporterer at de to rørledningsprosjektene Åsgard Transport og Europipe 2 har tilfredsstillende utvikling. Statoil kan likevel ikke se bort fra at uforutsette uhell kan inntreffe og dermed forsinke ferdigstillelsen av rørene. En eventuell forsinkelse av Åsgard Transport som kan medføre behov for operasjoner vinterstid, kan ifølge Statoil føre til mulige kostnadsøkninger på mellom 100 og 400 mill. kroner. En eventuell forsinkelse av Europipe 2, vil ifølge Statoil kunne medføre ekstrakostnader på inntil 160 mill. kroner per måned.

Det er styrets vurdering at investeringer av den art og størrelse som finnes i Åsgardkjeden alltid vil være forbundet med usikkerhet helt fram til ferdigstillelse. Ifølge Statoil understrekes dette ytterligere ved utstrakt bruk av ny teknologi, arbeid på store havdyp og med flere kompliserte reservoarer med til dels ekstreme trykk og temperaturforhold.

Tabell 15.3 oppsummerer Statoils vurdering av mulige kostnadsøkninger som kan påløpe utover det som er tatt høyde for i de siste kostnadsanslagene innen prosjektene ferdigstilles. Ifølge Statoil er de mulige kostnadsøkningene for de ulike prosjektene innbyrdes uavhengige, og det er derfor lite sannsynlig at kostnadsøkningene i alle prosjektene vil forekomme.

15.5 Statoils tiltak

Ifølge Statoil er det for Åsgard B og Kårstøanleggene iverksatt omfattende tiltak for å sikre ferdigstillelse i henhold til plan.

For å sikre god ferdigstillelse av Åsgard B er det satt i verk tiltak for å sikre at utstyr og materialer forefinnes på byggeplass i riktig sekvens og med god kvalitet. Behov for tilleggsbemanning som kan settes inn på kort varsel kartlegges fortløpende, og Statoil foretar løpende risikoanalyser og utarbeider alternative planer for å nå dato for produksjonsstart. I henhold til operatøren er den samlede prosjektledelsen hos Statoil og leverandøren styrket. I tillegg peker Statoil på at personell som skal operere plattformen i driftsfasen nå deltar i prosjektet for å få kjennskap til anlegget før overtakelse og driftsstart.

I forbindelse med bore- og kompletteringsarbeidene på Åsgardfeltet, er det ifølge Statoil gjennomført forenklinger i kompletteringskonsept ved at operasjoner og utstyrskomponenter som utgjør høy operasjonell risiko er fjernet. Det er dessuten i følge Statoil igangsatt et forbedringsprogram for de utstyrskomponentene som har medført problemer.

For utbyggingsprosjektene på Kårstø er det lagt inn forseringskostnader for å nå ferdigstillelse i henhold til plan 1. oktober 2000. Ifølge Statoil er det i fellesskap med alle entreprenørene gjennomført et omfattende planarbeid og etablert omforente planer for de gjenværende arbeidene. Det er blant annet utarbeidet handlingsplaner med hver enkelt entreprenør med sikte på reduksjon av indirekte kostnader og felles utnyttelse av utstyr.

I henhold til styrets redegjørelse, har styret behandlet de omtalte utbyggingsprosjektene gjennom godkjenning av plan for utbygging og drift/anlegg og drift (PUD/PAD), og styret har godkjent vesentlige kontrakter med tilhørende kontraktstrategi. Styrets oppfølging av utbyggingsprosjektene skjer gjennom behandling av en rapport hver 3. måned som redegjør for utviklingen i prosjektene. Styret blir også orientert om vesentlige endringer gjennom månedsrapporteringen om konsernets virksomhet. I henhold til redegjørelsen fra Statoils styre, er styret løpende orientert om utviklingen i prosjektene og har drøftet de tiltak som er iverksatt.

Styret mener at alle nødvendige tiltak for en forsvarlig gjennomføring av prosjektene er besluttet og iverksatt. Både i Statoil og hos leverandørene er i henhold til styret den nødvendige kapasitet og kompetanse gjort tilgjengelig for en effektiv gjennomføring. Styret opplyser at de har tillit til det arbeid som utføres av Statoils administrasjon.

16 Departementets vurderinger

Departementet ble orientert av Statoil om de siste kostnadsøkningene muntlig 17. mars og skriftlig 19. mars 1999. I et brev til Statoils styreformann 19. mars ble det bedt om en skriftlig redegjørelse innen 7. april 1999 om hvilke tiltak som har vært satt inn for å sikre en forsvarlig gjennomføring av utbyggingsprosjektene, styrets vurdering av status i prosjektene og hvilke tiltak som nå vil settes inn. Samme dag sendte departementet også et brev til Stortingets presidentskap hvor det ble orientert om at departementet hadde mottatt informasjon om nye kostnadsøkninger i Åsgardprosjektet, at styret var bedt om en redegjørelse og at departementet ville komme tilbake og orientere Stortinget om saken. Departementet mottok styrets redegjørelse 7. april 1999. Det ble 19. april 1999 sendt et nytt brev til styret hvor det ble bedt om en nærmere redegjørelse vedrørende de siste kostnadsanslagene. Departementet mottok styrets svarbrev 27. april 1999.

Styrets redegjørelse av 7. april 1999 og 27. april 1999 er forelagt Oljedirektoratet. Oljedirektoratets vurdering er gitt i brev av 23. april 1999 (trykt vedlegg II.6) og 7. mai 1999 (trykt vedlegg II.7). Deler av departementets vurderinger i det følgende er basert på Oljedirektoratets brev.

Investeringsanslagene er lagt fram for departementet av Statoil som operatør for prosjektene i Åsgardkjeden. Partnerne har en gjennomgang av operatørens investeringsanslag, og ifølge Statoil forventes det at et omforenet investeringsanslag vil foreligge i medio mai i år.

Utbyggingsprosjektene på Kårstø består av flere anlegg, herunder bl.a. ekstraksjons- og fraksjoneringsanlegg, lageranlegg og etananlegg. De ulike anleggene skal finansieres av ulike partnerskap, i hovedsak Åsgard Unit, Statpipe og Etanor. Det pågår en diskusjon mellom de ulike partnerskapene knyttet til fordelingen av kostnadene til de ulike anleggene.

Det understrekes at rettighetshaverne på Åsgardfeltet har et felles ansvar for utbyggingen. Rettighetshaverne er Statoil med 60,5 pst. hvorav SDØE utgjør 46,95 pst, Norsk Agip A.S 7,90 pst, TOTAL Norge A.S 7,65 pst, Mobil Development Norway A.S 7,35 pst, Fortum Petroleum A.S 7,00 pst, Saga Petroleum ASA 7,00 pst og Norsk Hydro ASA 2,60 pst.

16.1 Kostnadsøkningene

Operatørens samlede anslag for kostnadsøkningen for Åsgardkjeden er 2.923 mill. kroner i forhold til forrige orientering til Stortinget i St prp nr 8 (1998-99) og 18.115 mill. kroner sammenlignet med opprinnelige kostnadsanslag (inkludert valutaeffekt). Med de nye kostnadsøkningene er nå det samlede investeringsanslaget 37,7 pst. høyere enn det som ble lagt til grunn da Stortinget behandlet utbyggingsplanene. Kostnadsøkningene for transportsystemene er liten i forhold til kostnadsøkningene for Åsgardfeltet og Kårstø. For Åsgardfeltet er kostnadsøkningen i forhold til anslaget i utbyggingsplanen 33,9 pst, mens for Kårstøanleggene er kostnadsøkningen om lag 250 pst. Deler av kostnadsøkningen på Kårstø kan imidlertid henføres til økt gassbehandlingskapasitet gjennom større og flere anlegg enn opprinnelig planlagt.

Departementet merker seg styrets redegjørelser vedrørende finansielle kostnader knyttet til utbyggingsperioden til prosjektene(byggelånsrenter) og valutaeffekt. Det er ikke vanlig praksis for operatørene i utbyggingsprosjektene på norsk kontinentalsokkel å inkludere såkalte byggelånsrenter i rapporteringen av utviklingen i investeringsanslagene. De redegjørelser som Olje- og energidepartementet gir Stortinget om investeringsanslag for nye utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel og for utviklingen i investeringsprosjektene, er også uten finansieringskostnader.

Departementet har vært i kontakt med ulike operatører på norsk kontinentalsokkel for å avklare i hvilken grad valutaeffekten rapporteres som en del av investeringsanslagene i oljenæringen. Etter det departementet erfarer har det i oljenæringen tidligere vært varierende praksis på dette området, men man vil heretter rapportere valutaeffekten som en del av investeringsanslagene. Effekten av svekket kronekurs i forhold til den kronekurs som ble lagt til grunn i utbyggingsplanene (valutaeffekt), øker utbyggingskostnadene for Åsgardkjeden med 1.427 mill. kroner. Imidlertid vil svakere kronekurs på tilsvarende vis virke i retning av økte olje- og gasspriser målt i norske kroner og derved økt inntjening i produksjonsfasen.

I sin redegjørelse for kostnadsøkningene i Åsgardprosjektet, viser Statoils styre blant annet til Investeringsutvalgets forklaringer av hovedårsaker til kostnadsoverskridelsene på norsk kontinentalsokkel. Åsgardprosjektet var ett av prosjektene som utvalget analyserte. For en analyse av årsaksforhold bak kostnadsutviklingen for disse prosjektene, vises det til Investeringsutvalgets rapport som er redegjort for i meldingens del IV.

Statoils styre har redegjort for forhold som har økt arbeidsomfanget siden utbyggingsplanene ble lagt fram og som derved har medført økte investeringer. Dette gjelder særlig den betydelige utvidelsen av behandlingsanleggene på Kårstø i forhold til de anlegg som opprinnelig ble lagt til grunn i utbyggingsplanene. Den økte gassbehandlings- og lagringskapasiteten i de nye anleggene på Kårstø i forhold til det som var opprinnelig planlagt, har lagt forholdene til rette til økt verdiskaping. Denne mulighet for økt verdiskaping er ikke medtatt i lønnsomhetsberegningene som er gitt i meldingen.

For Åsgardutbyggingen er det imidlertid også en del forhold som skulle tilsi redusert arbeidsomfang. Det er besluttet å leie i stedet for å eie lagerskipet for kondensat (Åsgard C). Videre er antall kompletterte brønner redusert fra 58 i opprinnelig plan til 51 i det siste budsjettet. Brønnkompletteringen har blitt forenklet, og operatøren har nå gått bort fra oppsprekking av brønner mens dette opprinnelig lå inne i utbyggingsplanen. Deler av kostnadsøkningen på Åsgard A er redusert på grunn av statlige subsidier til skipsbyggingen. Subsidiene utgjør om lag 600 mill. kroner, og disse var ikke medregnet ved framlegging av utbyggingsplanene. Samlet skulle disse forholdene tilsi betydelig reduserte investeringer i forhold til anslagene i de opprinnelige utbyggingsplanene.

Problemer knyttet til Åsgard B omtales av styret, og det vises til sen avdekking av konsekvensene knyttet til kravet om 50 års levetid for installasjonen. Kravet om 50 års levetid er ikke et myndighetskrav, men et funksjonskrav operatøren la til grunn i utbyggingsplanen. Dette har lagt forholdene til rette for å kunne benytte Åsgard B til å utnytte petroleumsreserver fra andre felt i området. Sen avdekking av konsekvensene kan relateres til mangelfull framdrift i prosjekteringsarbeidet. Fra prosjektstart til start av gassleveransene ble tiden av operatøren omtalt å være romslig, noe som også reflekteres i at kontraktstildeling for Åsgard B var vesentlig forskjøvet ut i tid i forhold til Åsgard A. En begrunnelse for valg av flytende innretning framfor bunnfast innretning var nettopp å få en romsligere byggetid. Det synes å ha vært stor fokus på å få ferdigstilt Åsgard A til oppstart 1. oktober 1998 for å sikre tidlig oljeproduksjon. Manglende framdrift på Åsgard B synes i første rekke å skyldes operatørens problemer med håndteringen av flere samtidige aktiviteter.

Styret uttaler videre at operatøren og rettighetshaverne satset bevisst på løsninger som forutsatte omfattende teknologiutvikling for å oppnå tilfredsstillende lønnsomhet. Til dette bemerker Oljedirektoratet at det under behandlingen av utbyggingsplanen fra myndighetenes side ble knyttet en rekke merknader til det forhold at en med den valgte utbyggingsløsningen i stor grad var avhengig av å lykkes med utvikling av teknologi til rett tid. Oljedirektoratet understreket og ba videre operatøren komme opp med en alternativ plan dersom en eller flere av teknologikvalifiseringene ikke lyktes.

Styret uttaler at sett i ettertid burde usikkerheten knyttet til Åsgardprosjektenes kompleksitet og betydelige anvendelse av ny teknologi vært bedre reflektert i usikkerhetsområdet som ble angitt for beslutningen .I denne forbindelse bør det påpekes at operatøren ved flere anledninger under vurderingen av utbyggingsplanene ble bedt om en kvantifisering av de ulike usikkerhetselementene i prosjektet. Oljedirektoratet var særlig opptatt av å få en bedre beskrivelse av reservoarusikkerheten som lå til grunn. Dette ble av Statoil på dette tidspunktet beskrevet som ikke gjennomførbart.

Styret antyder i sitt brev at myndighetenes beslutning om tildeling av gassleveranserett til Åsgard indirekte har påvirket kostnadsutviklingen. Gassallokeringsprosessen ble aktivt brukt for at Åsgard skulle kunne modnes tilstrekkelig for å kunne konkurrere med alternative forsyningskilder til de aktuelle salgskontraktene. Allokeringen ble utsatt fra våren 1995 til våren 1996 for at felt i Norskehavet skulle kunne vurderes på lik linje med felt i Nordsjøen, jf St prp nr 54 (1993-94).

Operatøren klarte da å vise at Åsgardfeltet var konkurransedyktig, og feltet ble allokert gassalgskontrakt med oppstart av leveranser 1. oktober 2000. De tildelte leveransene var lavere enn rettighetshaverne i Åsgard ba om fordi ressursforvaltningsmessige hensyn tilsa større gassinjeksjon på feltet. Årsaken til at departementet tildelte Åsgardfeltet reduserte gassleveranser de første årene, var at operatørens reservoarsimuleringer indikerte en økning i væskeutvinningen på 9 - 10 mill. standard kubikkmeter ved økt gassinjeksjon og redusert gasseksport. Den reduserte gassallokeringen til Åsgard de første årene tillot samtidig økt gassproduksjon fra andre norske felt i denne perioden. Samlet anså myndighetene den samfunnsøkonomiske verdien av denne beslutningen som betydelig. Oljedirektoratets beregninger viste at en slik løsning ville gi en økt samfunnsøkonomisk merverdi på 1.414 mill. kroner med et reelt avkastningskrav til totalkapitalen på 7 pst. før skatt, jfr St prp nr 50 (1995-96).

For rettighetshaverne i Åsgard representerte selve den økte væskeproduksjonen fra Åsgardfeltet, som følge av redusert gassallokering, isolert sett en bedring i lønnsomheten. Men siden rettighetshaverne i Åsgard samtidig fikk lavere gassinntekter som følge av redusert allokering, ble prosjektets lønnsomhet sett under ett redusert for rettighetshaverne. Imidlertid var prosjektlønnsomheten, selv ved redusert gassallokering, fortsatt innenfor de krav Statoil hadde til avkastning.

Når det gjelder den reduserte gassallokeringen, kan ikke departementet se at denne har hatt noen betydning for kostnadsutviklingen i Åsgardprosjektet til havs. Riktignok hadde den reduserte allokeringen betydning for inntektsprofilen for feltet, som beskrevet ovenfor. Men det var imidlertid beslutningen om å optimalisere inntektsprofilene, framskynde kondensatmengdene fra feltet ved å produsere mer rikgass og ta ut mer av væskekomponentene på Kårstø, inklusive etananlegget, som senere førte til større investeringer på land. Etter myndighetenes vurdering burde disse optimaliseringene vært gjennomført dersom de var lønnsomme uavhengig av om Åsgard fikk tildelt de gassleveransene de søkte om. Statoil er enig i denne vurderingen.

Etter Oljedirektoratets vurdering, er det av rettighetshaverne Åsgard tatt en rekke valg som hver for seg ble vurdert som lønnsomme, men som medførte at stadig flere aktiviteter ble kritiske for totalprosjektets framdriftsplan. Eksempler på dette er valg av flytende produksjonsinnretninger, valg av borekonsept, beslutning om framskyndet produksjonsstart for olje og beslutningen om økt uttak av propan og butan fra rikgassen på Kårstø.

16.2 Gjenværende usikkerhet i Åsgardprosjektet

Selv om utbyggingen av Åsgardprosjektet nå er mer enn halvveis ferdigstilt, gjenstår det mange utfordringer.

Planlagt oppstart av oljeproduksjon fra produksjonsskipet Åsgard A var i utbyggingsplanene satt til 1. oktober 1998. Det er nå klart at Åsgard A ikke vil komme i produksjon før tidligst i mai 1999, det vil si syv måneder etter tidspunktet som var forutsatt i utbyggingsplanene. Tidlig produksjon av olje var et viktig bidrag til rettighetshavernes valg av utbyggingsløsning og til økt lønnsomhet for Åsgard prosjektet, og en forsinkelse på minst syv måneder har en betydelig negativ effekt på lønnsomheten i prosjektet. I tillegg er det, etter Oljedirektoratets vurdering, fremdeles usikkert hvor lang tid det vil ta før produksjonsskipet er etablert med stabil platåproduksjon.

Tidsplanen for ferdigstillelse av Åsgard B med oppkobling og klargjøring til produksjon er meget stram. Med den manglende framdrift i prosjektering som hittil er registrert, har det oppstått en situasjon der mye omfattende byggearbeid vil måtte foregå samtidig med sammenkoblingsarbeidet. Som styret påpeker, kan dette medføre redusert produktivitet i arbeidet. Med en stram tidsplan vil konsekvensene av uforutsette hendelser kunne bli store, og det er derfor svært viktig at prosjektet har fokus på disse problemstillingene i tiden framover.

Etter Oljedirektoratets vurdering er det risiko for at de gjenværende investeringene knyttet til feltinstallasjonene og undervannssystemene kan endres med +/- 1.200 mill. kroner i forhold til siste kostnadsanslag.

Oljedirektoratet har vurdert risikoen for ytterligere kostnadsøkninger for de gjenværende boreoperasjonene på Åsgardfeltet. Dersom den videre framdrift for selve boreoperasjonene følger de historiske resultater som er oppnådd, vil det ifølge Oljedirektoratet ikke påløpe ytterligere kostnadsøkning av betydning. Oljedirektoratet peker imidlertid på at det er fortsatt noe usikkert hvor mange brønner som vil bli boret. I plan for utbygging og drift (PUD)var det planlagt boret 59 brønner, men i de siste budsjettallene ligger det til grunn boring av 51 brønner. Dette er ennå ikke godkjent av partnerne. Brønnprogrammet representerer derfor en usikkerhet da eksempelvis to ekstra brønner ifølge Oljedirektoratet er beregnet til å koste om lag 300 mill. kroner. Oljedirektoratet mener muligheten for ytterligere kostnadsøkninger når det gjelder komplettering av brønnene på Åsgard, vil avhenge av den videre framdrift i arbeidsoperasjonene. Dersom den videre framdrift ikke viser noen produktivitetsgevinst i forhold til tidligere arbeider, vil kostnadsanslagene for komplettering av brønnene ifølge Oljedirektoratet kunne øke med 2.400 mill. kroner. Dersom man imidlertid oppnår god framdrift for alt gjenstående kompletteringsarbeid, kan det oppnås en besparelse i forhold til de siste kostnadsanslagene for bore- og kompletteringskostnadene på 700 mill. kroner. Basert på ovennevnte vurderer Oljedirektoratet sannsynligheten for nye kostnadsoverskridelser for boring og komplettering til å være større enn sannsynligheten for underskridelse.

Tabell 16.1 viser mulige endringer i utbyggingskostnadene for prosjektene i forhold til de siste kostnadsanslagene av 19. mars 1999.

Etter Oljedirektoratets vurdering er det fremdeles stor usikkerhet knyttet til produksjonsprofiler og utvinnbare ressurser som følge av et meget komplisert reservoar i Smørbukk-forekomsten. Usikkerhet i produksjonsprofiler er også relatert til utbyggingsløsningen for Åsgard der alle brønnintervensjoner vil måtte foretas med flyttbare innretninger. Dette vil kunne medføre færre brønnoperasjoner enn planlagt. Antall operasjoner med oppsprekking av brønnene er dessuten betydelig redusert i forhold til opprinnelig planlagt. Dette var tidligere en forutsetning for å oppnå god produksjon fra brønnene. Samlet sett representerer dette økt risiko for redusert væskeutvinning og dermed redusert inntjening.

De problemer som styret omtaler vedrørende videre framdrift på Åsgard B kan dessuten medføre forsinket oppstart av gassleveransene. En forsinket produksjonsstart for Åsgard B vil ikke bare redusere lønnsomheten i Åsgardprosjektet. Dette vil kunne medføre at det i denne tiden må leveres mer gass fra andre felt for å oppfylle inngåtte gassalgskontrakter. Økt gassuttak fra andre felt vil igjen kunne redusere den totale verdiskapingen som følge av redusert væskeutvinning.

Myndighetene har dessuten registrert at de gjeldende anslagene over driftskostnadene har blitt redusert siden utbyggingsplanene ble lagt fram. Det er imidlertid innført endringer som kan gi økte driftskostnader. Dette vil gjelde både bortfall av lett interveneringsfartøy (SWATH), for billig og raskt brønnvedlikehold og beslutningen om å leie av lagerskip for kondensat (Åsgard C) i stedet for å eie. Det kan derfor anses som ambisiøst med den teknologi som foreligger å oppnå de driftskostnadsestimatene som i dag ligger til grunn for lønnsomhetsberegningene uten at dette vil gå utover ressursutnyttelsen og inntjeningen.

16.3 Sammenfatning

Dette er fjerde gang siden Stortinget behandlet utbyggingsplanene for Åsgard feltet, Åsgard Transport og Kårstøanleggene i St prp nr 50 (1995-96) og Europipe 2 i St prp nr 15 (1996-97), at departementet må komme særskilt tilbake til Stortinget for å orientere om økte kostnadsanslag for prosjektene i Åsgardkjeden.

Til tross for at prosjektene i Åsgardkjeden har pådratt seg store kostnadsøkninger siden Stortinget behandlet utbyggingsplanene, er utbyggingen fremdeles lønnsom.

Ifølge Statoil var nåverdien av Åsgardprosjektet i PUD/PAD 37.845 mill. kroner med et reelt avkastningskrav til totalkapitalen på 7 pst. før skatt.

Ifølge Statoils beregninger viser Åsgardprosjektet i dag en samfunnsøkonomisk nåverdi på 13.965 mill. med et tilsvarende avkastningskrav. Lønnsomheten er betydelig svekket. Den er hele 63,1 pst. - eller 23.880 mill. kroner lavere enn forutsatt da prosjektene ble godkjent.

Av lønnsomhetsreduksjonen på 23.880 mill. kroner, kan ifølge Statoil 15.372 mill. kroner henføres til økte kostnader. 2.611 mill. kroner av lønnsomhetsreduksjonen skyldes ifølge Statoil endrede makroøkonomiske forutsetninger (oljepris, valutakurs og inflasjon), mens 5.897 mill. kroner skyldes forsinket produksjonsstart for Åsgard A, nedjustering av væskereservene i Åsgardfeltet og endret produksjonsprofil.

I de samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegningene som Statoil har, både i utbyggingsplanene og i dagens beregninger, sett bort fra at også gass fra andre felt i Norskehavet kan skipes i rørledningen Åsgard Transport, herunder gass fra blant andre Norne og Heidrun. Denne tilleggsverdien vil være betydelig.

Eventuelle nye kostnadsøkninger og forsinkede inntekter vil bidra til en ytterligere svekkelse av lønnsomheten.

For Europipe 2 og gassbehandlingsanlegge på Kårstø, er det myndighetenes politikk at disse anleggene skal ha en regulert lønnsomhet. Myndighetene har ennå ikke avsluttet behandlingen av de kommersielle avtalene som blant annet regulerer tariffnivåene i Kårstøanleggene.

Departementet ser meget alvorlig på de gjentatte rapportene om økte kostnader og svekket lønnsomhet for prosjektene i Åsgardkjeden. Både Åsgardfeltet og gassbehandlingsanleggene på Kårstø, som hver for seg består av flere delprosjekter, har opplevd store overskridelser i forhold til anslagene i utbyggingsplanene. Rørprosjektene Åsgard Transport og Europipe 2 har klart seg langt bedre. Selv om man tar hensyn til at det er bygget større og flere anlegg på Kårstø enn det som lå inne i de opprinnelige planene, kan en vesentlig del av de økte kostnadene tilskrives underestimering.

På feltutbyggingen av Åsgard har det påløpt betydelige kostnadsøkninger ved flere av delprosjektene og på flere budsjettposter. Kostnadene forbundet med boring og komplettering av brønnene har økt betydelig. Produksjonsskipet Åsgard A er adskillig dyrere enn planlagt og gassplattformen Åsgard B ligger i henhold til siste investeringsanslag også inne med betydelige kostnadsoverskridelse i forhold til opprinnelig budsjett.

Det er myndighetenes forståelse at den betydelige kostnadsøkningen i Åsgardkjeden ikke kan henføres til noen få enkelthendelser eller avgrensende årsaksforhold. Det har forekommet kostnadsøkninger innenfor de fleste delprosjekter og på et stort antall budsjettposter i løpet av utbyggingsperioden fram til nå.

Fortsatt gjenstår det betydelige arbeider før utbyggingen av prosjektene er sluttført. I følge redegjørelsen fra Statoils styre, gjenstår per medio april i om lag 40 pst. av arbeidet på gassplattformen Åsgard B og om lag halvparten av byggearbeidene ved anleggene på Kårstø. Dessuten gjenstår det betydelige arbeider i forbindelse med boring og ferdigstillelse av brønner på feltet. Departementet merker seg også Oljedirektoratets vurderinger om at prosjektet fortsatt står overfor store utfordringer når det gjelder å fullføre utbyggingen innenfor de foreliggende planer og tidsfrister.

Til tross for gjentatte rapporteringer om kostnadsoverskridelser i Åsgardkjeden siden høsten 1996, har Statoil ikke lykkes i få kontroll med kostnadsutviklingen i Åsgardprosjektet. De tiltak som har vært satt inn har ikke vært tilstrekkelige til å unngå at kostnadsrammene, som operatøren selv har satt opp, gjentatte ganger har blitt overskredet.

Det er nå svært viktig at ferdigstillelsen av prosjektene innenfor kostnadsrammene gis høyeste prioritet.