10 Oppnådde resultater

I de foregående kapitler er prosjektenes siste kostnadsanslag sammenlignet med budsjetterte kostnader. En slik sammenligning gir informasjon om hvilke avvik prosjektene har hatt i forhold til budsjett, men sier ikke noe om feltet er bygget ut kostnadseffektivt eller ikke. Med et tilstrekkelig romslig budsjett kan et dårlig gjennomført prosjekt ende under budsjett på samme måte som et godt gjennomført prosjekt kan få kostnadsoverskridelser hvis budsjettet har vært for ambisiøst.

Ved å sammenligne de siste prosjektene med prosjekter i perioden foran, vil en finne indikatorer på om prosjektene gjennomføres mer kostnadseffektivt enn tidligere. I kapittel 10 sammenlignes prosjektene i perioden 1994-98 med en gruppe av prosjekter i perioden 1990-93, samt med to feltutbygginger på britisk kontinentalsokkel. I sammenligningen av prosjektene har utvalget brukt fire ulike måltall. Disse er; utbyggingskostnader i forhold til produksjonskapasiteten for prosjektet, kostnadene på dekksanlegg i forhold til dekksanleggets vekt, dekksanleggets vekt i forhold til prosjektets produksjonskapasitet og til slutt prosjektenes gjennomføringstid.

Det vil være usikkerheter knyttet til tallene fra prosjektperioden 1994-98 fordi en ennå ikke kjenner sluttkostnadene ved alle prosjektene. Dette skyldes at flere prosjekt ennå ikke er avsluttet og at det fortsatt er uavklarte sluttoppgjør mellom operatør og leverandør på noen prosjekt. I tillegg er ikke alle prosjektkostnader tatt med på flere av prosjektene fordi flere leverandører har måttet bokføre betydelige tap. Videre må en merke seg at de enkelte petroleumsfelt har svært ulike reservoarer. «Enkle» felt krever langt lavere investeringer i forhold til produksjonskapasitet enn for eksempel felt med høyt trykk og temperatur. Prosjektene i perioden 1994-98 er de samme feltutbyggingsprosjektene som utvalget har konsentrert rapporten rundt, mens feltene i perioden 1990-93 er: Brage, Draugen, Frøy, Heidrun, Oseberg C, Sleipner vest, Snorre, Statfjord satellitter, Tordis og Troll olje. De to britiske prosjektene som er tatt med for sammenligning er Andrew og Britannia. På enkelte av sammenligningene faller noen av prosjektene ut da de mangler relevante parametre (for eksempel faller rene undervannsutbygginger ut der dekksanlegg er en måleparameter).

10.1 Utbyggingskostnader i forhold til produksjonskapasitet

Et viktig måltall for industrien er hvor høye de totale utbyggingskostnadene (eksklusive boring og komplettering) er i forhold til den produksjonskapasiteten innretningen på feltet har. Denne størrelsen indikerer hvor kostnadseffektiv utbyggingen er, det vil si hvor stor produksjonskapasitet en får igjen per investerte krone. Dette er altså et mål for effekten av alle forbedringstiltak som er iverksatt, både når det gjelder teknologi og gjennomføring.

En svakhet ved dette måltallet er at den ikke tar hensyn til kostnadene som påløper i driftsfasen. På enkelte områder står utbygger foran avveiningen mellom lave investeringer i utbyggingsfasen kombinert med høye driftskostnader og høyere investeringer i utbyggingsfasen kombinert med lavere driftskostnader. Hvorvidt utbygger investerer i eget boreanlegg på plattformen, eller om borerigg skal leies inn er et eksempel på en slik avveining.

Måltallet finner en ved å dividere utbyggingskostnadene på produksjonskapasitet. Brøken viser da hvor store utbyggingskostnader som kreves for å produsere en måleenhet olje per dag på de ulike feltene. Jo lavere brøken er, dess mer produksjonskapasitet får en igjen for hver kostnadskrone. Figur 10.1 viser en grafisk fremstilling av dette for feltene i perioden 1990-93, 1994-98 og de to britiske utbyggingene.

Kilde: Kilde OLF/Statoil.

Figurens y-akse viser utbyggingskostnader (alle kostnadene unntatt boring og komplettering) per produksjonskapasitet. X-aksen viser feltets totale produksjonskapasitet. Figuren viser en svak tendens til fall i kostnad per produsert enhet når produksjonskapasiteten øker. Begrunnelsen for dette er at grunnlagsinvesteringene i prosjektet fordeler seg utover en større produksjonskapasitet.

De runde merkene viser utbyggingskostnad per produsert enhet for åtte prosjekter i perioden 1990-93. Disse er Brage, Draugen, Frøy, Heidrun, Oseberg C, Sleipner vest, Snorre og Troll olje. Feltene i denne perioden varierer mellom utbyggingskostnader på drøye 800 000 kroner til døye 400 000 kroner per produksjonskapasitet Sm³per dag.

Rutene i figuren viser måltallene for de seks feltene som ble bygget ut med bunnfast plattform eller halvt nedsenkbar flyter i perioden 1994-98. Disse feltene er Njord, Norne, Oseberg sør, Oseberg øst, Visund og Åsgard. (Siden Åsgardutbyggingen har en del felles kostnadsposter, er Åsgard A og Åsgard B slått sammen i denne figuren). Utbyggingskostnad per produksjonskapasitet Sm³ per dag varierer for disse mellom drøye 500 000 kroner og drøye 200 000 kroner.

Trekantene med spiss ned viser fire felt som er bygd ut med produksjonsinnretninger med skrogform i denne perioden (Åsgard A er inkludert i Åsgard feltet som er redegjort for i forrige avsnitt). Disse er Balder, Jotun, Norne og Varg. Felt som er bygd ut med slike produksjonsinnretninger har en total utbyggingskostnad per produksjonskapasitet: Sm³ per dag varierer mellom drøye 450 000 og ca. 180 000 kroner og synes å skille seg lite ut fra de resterende utbyggingene i denne perioden.

Trekantene med spiss vendt opp viser de tre rene undervannsutbyggingene som er kommet i de to periodene. Disse er Statfjord satellitter og Tordis i perioden 1990-93 (de to markeringene lengst til venstre i figur 10.1) og Gullfaks satellitter fase 1 i perioden 1994-98 (markeringen lengst til høyre). Nivået på undervannsutbyggingene synes å ligge på nivå med prosjektene i perioden 1994-98.

De to stjernene viser Andrew og Britannia fra britisk kontinentalsokkel. Utbyggingskostnad per produksjonskapasitet Sm³ per dag ligger på henholdsvis ca. 350 000 kroner og 250 000 kroner for disse. I omregning til kroner er det brukt en pundkurs på 12. Disse prosjektene ligger også på nivå med de norske fra perioden1994-98.

Den øverste streken i figur 10.1 er beregnet ut fra gjennomsnittet av alle prosjektene i perioden 1990-93, mens den nedre streken er beregnet ut fra gjennomsnittet av alle prosjektene i perioden 1994-98. En ser av figuren at det har vært et markant fall i utbyggingskostnader per produksjonskapasitet i Sm³ per dag, på nesten 50 prosent.

Tallmaterialet viser at det har skjedd en vesentlig reduksjon av utbyggingskostnadene i den siste prosjektperioden, og at den samlede effekten av nye utbyggingsløsninger og mer effektiv gjennomføring har vært meget positiv. Noe av årsaken kan ligge i at flere av prosjektene i siste periode ikke hadde eget boreanlegg, men også de prosjekter med eget boreanlegg ligger under gjennomsnittet for perioden 1990-93. Kurvene viser også at de norske prosjektene står seg godt i forhold til de beste britiske prosjektene.

10.2 Kostnaden på dekksanlegget i forhold til vekten

Et annet viktig måltall som jevnlig brukes av industrien er vekten av dekket i forhold til kostnadene for dekksanlegget. Dette er ett mål for effektiviteten av prosjektgjennomføringen, dvs prosjektering, innkjøp og bygging. En svakhet med dette måltallet er at dekksanleggene kan være nokså ulike fordi de har ulike funksjoner og ytelseskrav og fordi prioritering av vekt kontra kostand vil variere. FPSO dekk har lite bærestruktur i stål, fordi skipsdekket oppfyller denne funksjonen. Allikevel gir dette måltallet en god pekepinn på hvor effektiv gjennomføringen har vært.

Dette måltallet finner en ved å dividere dekksanleggskostnaden med vekten av dekket. Figur 10.2 viser hvor mye det kostet å produsere ett tonn dekksanlegg på de utvalgte prosjektene.

Kilde: Kilde OLF/Statoil.

Y-aksen i figur 10.2 viser hvor mange kroner det koster å produsere ett tonn dekksanlegg. X-aksen viser den totale dekksvekt for de enkelte utbyggingene. Det er en svakt fallende tendens i prosjektene, noe som tyder på stordriftsfordeler.

De runde merkene viser sju prosjekter i perioden 1990-93. Disse er Brage, Draugen, Heidrun, Oseberg C, Sleipner vest, Snorre og Troll olje. Plattformenes dekkskostnad per tonn varierer mellom ca. 450 000 og drøye 300 000 kroner.

Trekantene viser tre produksjonsinnretninger med skrogform i perioden 1994-98. Disse er Jotun, Norne og Åsgard A. Plattformenes dekkskostnad varierer mellom drøye 400 000 og ca. 230 000 kroner per tonn. Balder og Varg er utelatt da det var vanskelig å skille dekk og bærestruktur på disse prosjektene.

Rutene viser de halvt nedsenkbare flytende produksjonsinnretningene og de bunnfaste plattformene i perioden 1994-98. Disse er Njord, Oseberg sør, Oseberg øst, Troll C, Visund og Åsgard B. Gruppens dekkskostnad per tonn varierer mellom ca. 240 000 og ca. 280 000 kroner.

Stjernene viser de to britiske prosjektene Andrew og Britannia. Dekkskostnad per tonn på disse er henholdsvis ca. 260 000 og 240 000 kroner.

Den øverste linjen viser den gjennomsnittlige kostnaden for den tidligste perioden og den nederste for sistnevnte periode. Sammenligner en de to periodene med norske prosjekter, ser en også her en tydelig forbedring for siste periode, med ca. 14 prosent lavere gjennomsnitt enn forrige periode. De britiske prosjektene er på linje med de seneste norske prosjektene.

10.3 Vekt på dekksanlegget i forhold til kapasitet

Et tredje måltall viser vekten på dekksanlegget i forhold til den produksjonskapasitet plattformen har. Dette måltallet sier noe om hvor kostandseffektiv selve utbyggingsløsningen, og gir således ett mål for hvor mye overgangen til nye utbyggingsløsninger har bidratt. Den forteller dog ikke hele historien fordi utbyggingen av undervannsanlegg, bærestruktur (skrog, GBS, stålunderstell) og borekostnadene er en del av økonomien i konseptene. Måltallet gir oss dekksanleggets effektivitet. Jo færre kilo dekksanlegg som kreves for å produsere en enhet petroleum per dag, dess mer effektivt er produksjonsanlegget.

Det er et par åpenbare svakheter ved dette måltallet. De utbyggingene som har undervannsanlegg vil komme noe gunstigere ut i sammenligningen, da noe av brønnutstyret er plassert på havbunnen og dermed får en litt lavere vekt på dekksanleggene. Videre vil produksjonsinnretningene med skrogform komme noe gunstigere ut da deler av dekket som boligkvarteret og kraner, blir regnet som en del av skroget.

Måltallet finner en ved å dividere dekksanleggets vekt med dets produksjonskapasitet. Figur 10.3 viser en grafisk fremstilling av hvor mange kilo dekksanlegg som kreves for å produsere en Sm³ per dag.

Kilde: Kilde OLF/Statoil.

Figurens y-akse viser hvor mange kilo dekksanlegg som kreves for å produsere en Sm³ per dag. De enkelte feltenes produksjonskapasitet vises på x-aksen. Figuren viser at det er en fallende tendens i vekt per enhet produksjonskapasitet når produksjonskapasiteten øker. Det vil si at det også her er stordriftsfordeler.

De runde merkene viser prosjektene i perioden 1990-93. Disse er Brage, Draugen, Heidrun, Oseberg C, Sleipner vest, Snorre og Troll olje. Feltene krever mellom 700 og 1400 kilo dekksanlegg for å produsere en Sm³. Den øverste streken i figuren viser et gjennomsnitt av prosjektene i denne perioden.

Trekantene viser de fem produksjonsinnretningene med skrogform i perioden 1994-98. Disse er Balder, Jotun, Norne, Varg og Åsgard A. Disse ligger svært lavt i forhold til de resterende prosjektene, med mellom 200 og 530 kilo dekksanlegg per produksjonskapasitet Sm³. Årsaken til dette er at de alle har deler av produksjonsutstyret sitt på havbunnen i tillegg til at deler som boligkvarter og kraner blir regnet som en del av skroget. Den nederste streken viser gjennomsnittet av de fem produksjonsinnretningene.

Rutene i figuren viser de seks resterende plattformene i perioden 1994-98. Dekksanleggene på disse plattformene krever mellom 450 og 1350 kilo for å kunne produsere en Sm³ per dag. Den midterste linjen i figuren viser gjennomsnittet for disse seks prosjektene.

De to stjernene viser henholdsvis Andrew og Britannia på britisk kontinentalsokkel. Disse utbyggingene krevde henholdsvis 650 og 580 kilo per produksjonskapasitet Sm³.

Ved å sammenligne prosjektene fra de to periodene ser en at prosjektene i perioden 1994-98 ligger vesentlig under prosjektene i perioden 1990-93. Dette gjelder også hvis en ser bort fra produksjonsinnretningene med skrogform. De britiske prosjektene ligger også her omtrent på linje med de norske prosjektene i perioden 1994-98

10.4 Gjennomføringstid

Gjennomføringstid er en viktig måleparameter for oljeselskapene. En tidligere produksjonsstart på feltet gir tidligere avkastning på investeringene. Det har derfor vært av stor betydning for oljeselskapene å korte ned på prosjektenes gjennomføringstid.

Figur 10.4 viser gjennomføringstiden for prosjektene i perioden 1990-93, 1994-98 og de to prosjektene på britisk kontinentalsokkel. Starttidspunkt er innlevering av PUD, mens gjennomføringen regnes som ferdig ved produksjonsstart.

Kilde: Kilde OLF/Statoil.

Figurens y-akse viser antall måneder som er brukt fra PUD-innlevering til produksjonstart. Den første gruppen av prosjekter er feltene i perioden 1990-93. Utbyggingstiden for disse prosjektene varierer fra 37 til 53 måneder. Gjennomsnittlig utbyggingstid for gruppen var 45,6 måneder.

Den andre gruppen viser prosjektene i perioden 1994-98. Gjennomføringstiden varierer her fra 31 til 37 måneder og snittet for gruppen er 34,1 måneder. Det vil si at den gjennomsnittlige gjennomføringstiden er redusert med ca. 25 prosent.

De to britiske prosjektene har hatt gjennomføringstider på henholdsvis 29 og 44 måneder, og ligger med det på nivå med de norske utbyggingene i siste periode.

10.5 Oppsummering

I kapittel 5 ble det redegjort for tiden rett forut for 1994 som var preget av en kombinasjon av kostnadsnivå og oljepris som ga få lønnsomme utbyggingsprosjekt. Etterhvert gikk bransjen sammen i forsøket på å bedre den norske kontinentalsokkels konkurransekraft gjennom norsok-samarbeidet. Flere av endringene som kom i årene etter dette ville sannsynligvis kommet også uten norsok, og enkelte endringer som kom i denne perioden var heller ikke en del av norsoks anbefalinger. I ettertid har likevel alt som er skjedd av endringer i denne perioden blitt knyttet til begrepet norsok.

Som nevnt var målene om forbedring i perioden 1994-98 ambisiøse, med tids- og kostnadsreduksjoner på 40-50 prosent. I kapittel 8 ble et utvalg av prosjekter i perioden 1994-98 gjennomgått. Prosjektenes kostnadsestimat ved PUD-innlevering ble sammenlignet med de siste kontrollestimater og de totale investeringsøkningene for de 13 prosjektene ble summert opp til 29,9 milliarder kroner der brorparten av dette var rene kostnadsoverskridelser. Samtlige prosjekter utvalget valgte å se nærmere på hadde overskridelser, de fleste av dem betydelige.

I avsnittene 10.1 og 10.2 er prosjektene i perioden 1994-98 sammenlignet med prosjektene 1990-93. Sammenligningen viste klare indikasjoner på utbyggingskostnadene per produksjonskapasitet og utbyggingskostnader per produsert vektenhet av dekket hadde blitt redusert betraktelig fra perioden 1990-93 til perioden 1994-98. Det er ut fra dette naturlig å konkludere med at på tross av de store kostnadsøkningene som er funnet sted på prosjektene i siste periode, er disse bygget ut langt rimeligere enn tidligere prosjekter. Sammenligningen med de to prosjektene på britisk kontinentalsokkel, som blir regnet som store suksessprosjekter i Storbritannia, gir også indikasjoner på at utbyggingene på norsk kontinentalsokkel i perioden 1994-98 har vært internasjonalt konkurransedyktig.

I kapittel 10.4 ble gjennomføringstiden fra PUD-innlevering til produksjonsstart for prosjektene i de to periodene sammenlignet. Også når det gjelder prosjektenes gjennomføringstid ser vi en markant forbedring for perioden 1994-98 sammenlignet med den foregående perioden. Sammenligningen med britisk kontinentalsokkel bekrefter at de norske prosjektene i perioden 1994-98 er på nivå med prosjekter internasjonalt. Kortere gjennomføringstid er svært vesentlig for et utbyggingsprosjekts lønnsomhet ut fra en nåverdibetraktning.

Ut fra sammenligningene som er foretatt mellom de to periodene mht. kostnader og tid, ser vi en betydelig forbedring i prosjektene før og under norsok-prosessen. Forbedringene har likevel ikke blitt av den størrelsesorden som ble skissert i norsoks mål om en reduksjon på 40-50 prosent på tids- og kostnadsbruk, men forbedringen må likevel sies å være betydelig. Sammenligningen med britiske prosjekter og de kostnadsanslag som er lagt til grunn i de aller seneste prosjekter på norsk kontinentalsokkel, tyder på at en stor del av kostnadsøkningene snarere skyldes at det ble lagt for ambisiøse mål, enn et resultat av dårlig prosjektgjennomføring. Kanskje var det også det faktum at så ambisiøse mål ble lagt, medvirkende til at en greide de betydelige forbedringer figur 10.1 og 10.2 viser.

I kapittel 9 så vi at en stor del av årsakene til kostnadsoverskridelsene for prosjektene i 1994-98 var relatert til forbedringstiltak som: mindre tid i tidligfasen av prosjektet, kortere gjennomføringstider, bruk av ny teknologi og utbyggingskonsepter og nye kontrakts- og samarbeidsformer.

Paradoksalt nok er det de høye ambisjonene på disse områdene som forskutterte større forbedringer enn de som lot seg gjennomføre, og dermed ble forbedringstiltakene også en kilde til overskridelser.