2 Redegjørelser og vurderinger av prosjektene i Åsgardkjeden

1 Departementets henvendelse til Stortinget i brev av 19. mars 1999

«Angående utbyggingen av Åsgardfeltet m.v.

Det vises til St. prp. nr. 8 (1998-99) hvor Stortinget siste gang ble orientert om kostnadsutviklingen på Åsgardfeltet m.v. og Stortingets behandling av og merknader til denne.

Jeg er i dag blitt informert om ytterligere økninger i kostnadene for utbyggingen av Åsgard, inkludert gassbehandlingsanleggene på Kårstø og gassrørledningene fra feltet ned til Kårstø og videre fra Kårstø ned til Tyskland. Det nye kostnadsanslaget ligger totalt 2,8 mrd. kr. høyere enn det forrige kostnadsanslaget.

Regjeringen har tidligere sagt at den vil komme tilbake til kostnadsutviklingen i Åsgard i sammenheng med behandlingen av investeringsutvalgets rapport.

Jeg har bedt Statoils styre redegjøre for de nye kostnadstallene og hvilke tiltak som har vært satt inn for å sikre en forsvarlig gjennomføring av utbyggingsprosjektene. Jeg vil også be om styrets vurdering av status i prosjektet og hvilke ytterligere tiltak som bør settes inn.

Jeg vil komme tilbake og orientere Stortinget om denne saken senest ifm. at Stortinget skal behandle investeringsutvalgets rapport ifm. revidert nasjonalbudsjett.

Med hilsen

Marit Arnstad»

2 Departementets henvendelse til Statoilstyret i brev av 19. mars 1999

«Utbyggingen av Åsgard m.v.

Jeg viser til brev d.d. fra Statoils administrasjon hvor selskapet redegjør for ytterligere kostnadsøkninger for utbygging av prosjektene i Åsgardkjeden, herunder Åsgardfeltet, Åsgard Transport, Kårstøutbyggingen og Europipe II.

Departementet har ved flere anledninger blitt orientert om nye kostnadsøkninger for utbyggingen av prosjektene i Åsgardkjeden, og Stortinget har også flere ganger blitt orientert om kostnadsutviklingen, senest i St. prp. nr. 8 (1998-99). Det gjenstår betydelige arbeider før utbyggingene er sluttført.

Jeg vil med dette gi uttrykk for stor bekymring for utviklingen og vil at styret gir en skriftlig redegjørelse som omhandler hvilke tiltak som har vært satt inn for å sikre en forsvarlig gjennomføring av utbyggingsprosjektene, styrets vurdering av status i prosjektet og hvilke ytterligere tiltak som nå vil settes inn.

Redegjørelsen skal oversendes departementet innen onsdag 7. april.

På denne bakgrunn vil jeg utsette generalforsamlingen 23. mars slik at styret kan redegjøre for status på generalforsamlingen. Jeg ber også om et møte med styreformannen 22. mars vedrørende denne saken.

Med hilsen

Marit Arnstad»

3 Statoilstyrets redegjørelse i brev av 7. april 1999

«Utbygging av prosjektene i Åsgardkjeden, herunder Åsgardfeltet, Åsgard transport, Kårstøutbyggingen og Europipe II

Styret viser til Olje- og energiministerens brev av 19. mars 1999 vedrørende prosjekter i Åsgardkjeden.

Styret anser det for uheldig at prosjekter i Åsgardkjeden har hatt store kostnadsøkninger. I det følgende redegjør styret for de forhold som har forårsaket kostnadsøkningene og de tiltak som er iverksatt.

Prosjektene i Åsgardkjeden består av en rekke omfattende og sammenhengende utbyggingsoppgaver, nemlig produksjonsanleggene på Åsgardfeltet, behandlingsanleggene på Kårstø og tilhørende gasstransportsystemer. Åsgardfeltet består av Åsgard A, Åsgard B, Åsgard C, produksjonsbrønner og undervanns produksjonssystemer. Utbyggingsprosjektene på Kårstø består av Åsgard ekstraksjonsanlegg, Åsgard fraksjoneringsanlegg, Åsgard transport-anleggene på Kårstø, Naturkraft integrasjon, etanprosjektet og Europipe II-anleggene på Kårstø. Gasstransport- systemene består av Åsgard Transport og Europipe II.

Åsgardfeltet består av tre felt med ulike reservoar- og væskeegenskaper. Feltene ligger på dypt vann (ned mot 330 m) i et værhardt område. Noen av reservoarene har meget høyt trykk og høy temperatur. Korrosive, hydratutsatte væsker må føres i rør på havbunnen over lange avstander. Åsgard A og Åsgard B er de største og mest kompliserte innretninger av sitt slag som er bygget. Åsgardutbyggingen representerer også den største undervannsutviklingen som er gjennomført noe sted i verden.

For å få tilfredsstillende lønnsomhet satset operatøren og partnerne bevisst på løsninger som forutsatte omfattende teknologiutvikling. Slike utbyggingsprosjekter vil alltid være forbundet med usikkerhet. Usikkerheten i prosjektene ivaretas normalt ved at kostnadsestimatet angis med en usikkerhet på pluss/minus 20 %. 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. Spesielt vil styret understreke betydningen av dette i lys av at prosjektene i Åsgardkjeden er av de første større prosjektene som gjennomføres i henhold til Norsokprinsippene.

Investeringsutvalget, ledet av professor Knut Kaasen, avga sin innstilling 30. januar 1999 og ga en analyse av kostnadsutviklingen i investeringer på norsk sokkel. Det ble redegjort for utvalgets innstilling i styremøtet 19. februar 1999. Styret deler de vurderinger og støtter de forslag som framkommer i Investeringsutvalgets innstilling. Dette gjelder i særlig grad betydningen av å få mer kvalitet i prosjektenes startfase. I dette ligger også å få bedre avklart usikkerhet og risikoelementer før detaljprosjektering starter. Som Investeringsutvalget understreker, vil det imidlertid, selv om risikoen for overskridelser kan reduseres gjennom å investere mer i en tidlig fase, fortsatt være usikkerhet i prosjektestimatene.

Styret har behandlet de omtalte utbyggingsprosjektene gjennom godkjenning av Plan for utbygging og drift (PUD) og Plan for anlegg og drift (PAD). Vesentlige kontrakter med tilhørende kontraktsstrategi er godkjent av styret. Styrets oppfølging av prosjektframdrift, kostnadsutvikling og iverksatte tiltak skjer gjennom behandling av en rapport hver 3. måned som redegjør for utviklingen i Statoils utbyggingsprosjekter, Statoilopererte såvel som partneropererte. I tillegg blir styret orientert om vesentlige endringer gjennom månedsrapporteringen om konsernets virksomhet.

Styret er løpende orientert om utviklingen i prosjektene og har drøftet de tiltak som er iverksatt. Den siste gjennomgang av prosjektene, i forbindelse med den halvårlige oppdatering av prosjektestimatene, hadde styret i sitt møte 23. og 24. mars 1999.

Styret har vurdert den siste utviklingen i prosjektene i Åsgardkjeden. Det finnes ikke tilsvarende anlegg noe sted i verden som gir relevant erfaringsgrunnlag. For kostnadsøkningen for Åsgard B vil styret peke på de omfattende følger av kravene til 50 års levetid og tilhørende behov for utmattingsstyrke for strukturen. Dette har hatt ytterligere vektkonsekvenser med økte kostnader som følge. Det fulle omfang av dette ble avdekket sent i prosjekteringen og ble derfor ikke tatt tilstrekkelig høyde for i det forrige estimatet.

For Åsgard B og Kårstøutbyggingen er det iverksatt omfattende tiltak for å sikre ferdigstillelse i henhold til plan. Prosjekteringen er for begge prosjektene nå på det nærmeste ferdigstilt, og den gjenværende usikkerheten er knyttet til produktivitet og kvalitet i sammenstillingsfasen på byggeplassene på Kværner Rosenberg og på Kårstø.

For å sikre god ferdigstillelse av Åsgard B er det satt i verk tiltak slik at utstyr og materialer forefinnes på byggeplass i riktig sekvens og med god kvalitet. Dette er nødvendig for å sikre god produktivitet. Den samlede prosjektledelsen hos Statoil og leverandøren er styrket. Personell fra Statoil som skal operere plattformen i drift deltar i prosjektet for å få god kjennskap til anlegget før overtakelse og oppstart.

For utbyggingsprosjektene på Kårstø er det lagt inn forseringskostnader for ferdigstillelse til 01.10.2000. Risikoen for kostnadsøkning har vært varslet før, men kostnadskonsekvensene har ikke vært tilstrekkelig klarlagt før nå. Det er i fellesskap med alle entreprenørene gjennomført et omfattende planarbeid og det er etablert omforente planer for de gjenværende arbeidene. Alt utstyr og alle materialer vil være på byggeplassen medio mai.

Med disse tiltakene ligger forholdene til rette for å oppnå god produktivitet i sluttføringen av Åsgard B og Kårstø utbyggingsprosjektene med ferdigstillelse innen 01.10.2000.

De to rørledningsprosjektene, Åsgard Transport og Europipe II, har tilfredsstillende utvikling.

Statoils avkastningskrav er en internrente på 8 % etter skatt, og prosjektene i Åsgardkjeden må ha en oljepris på 13,5 USD/fat for å tilfredsstille dette kravet. Lønnsomheten for Åsgardprosjektet, inklusive Åsgard Transport og Åsgards andel av Kårstøutbyggingen, viser en nåverdi etter skatt på 1 736 mill. 1999-kroner ved oljepris på 15 USD/fat. Dette tilsvarer en internrente på 9,3 %. Ved en oljepris på 12 USD/fat, er internrenten 7,8 %.

For SDØE viser lønnsomhetsberegningene en nåverdi på 8 206 mill. 1999-kroner ved 7 % før skatt og oljepris på 15 USD/fat.

Risikoen i det gjenstående arbeidet er for Åsgard B i første rekke knyttet til produktivitet i sammenstillingsarbeidet på Kværner Rosenberg, samt oppkobling og ferdigstillelse på feltet. For Kårstø-anleggene er risikoen tilsvarende knyttet til produktivitet i ferdigstillelsen.

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

I et vedlegg til dette brev blir det i større detalj redegjort for status i prosjektene og tiltak som er iverksatt.

Med vennlig hilsen

for Den norske stats oljeselskap a.s

Kjell O. Kran

Vedlegg:

Utbygging av prosjektene i Åsgardkjeden, herunder Åsgardfeltet, Åsgard transport, Kårstøutbyggingen og EuropipeII

1 Bakgrunn

I løpet av 1980- og begynnelsen av 1990-årene ble det gjort flere olje- og gassfunn på Haltenbanken. Hver for seg var disse feltene ikke lønnsomme. Gjennom en samordning av utvinningstillatelsene 062, 074, 094 og 134 ble det lagt et grunnlag for felles utnyttelse av ressursene i området. Dette resulterte i en Plan for utbygging og drift av Åsgard som ble godkjent av Statoils styre i november 1995. Åsgard omfatter feltene Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard.

Planen var basert på at Åsgard fikk allokert gassleveranser på 10,8 mrd m³/år fra og med kontraktsåret 2000. Våren 1996 besluttet myndighetene imidlertid at Åsgard bare fikk levere 6,3 mrd m³/år i gassåret 2000 og 8,9 mrd m³/år de neste 6 år. Dette resulterte i en betydelig nåverdireduksjon og medførte økt behov for gassinjeksjon på feltet.

Statoil og de andre rettighetshaverne vurderte på dette tidspunkt å stanse prosjektet, men valgte å fortsette, samtidig som man intensiverte arbeidet med tiltak for å øke inntektene. Dette resulterte i løsninger som medførte økt utvinning av olje og kondensat, tidligere olje- og kondensatproduksjon samt større uttak av produkter på Kårstø. Disse tiltakene medførte endringer på feltinstallasjonene, brønnmønsteret og betydelige utvidelser av det planlagte anlegget på Kårstø. Dette ga økte inntekter som kompenserte for bortfallet av gassinntekter, men medførte også økte investeringskostnader.

Prosjektene i Åsgardkjeden er av de første større prosjektene som gjennomføres i henhold til Norsok-prinsippene. Hovedforutsetningen var at det var mulig å redusere kostnader og gjennomføringstid for utbygginger på norsk sokkel med inntil 40-50 %, bl.a. ved endrede samarbeidsformer mellom operatør og leverandører, standardisering og bruk av informasjonsteknologi.

Usikkerheten i prosjektene ivaretas normalt ved at kostnadsestimatet angis med en usikkerhet på pluss/minus 20 %. Sett i ettertid burde usikkerheten knyttet til Åsgardprosjektenes kompleksitet og betydelige anvendelse av ny teknologi vært bedre reflektert i usikkerhets- området som ble angitt for beslutningen.

Rettighetshaverne valgte et produksjonsskip (Åsgard A) for oljeproduksjon med en prosesskapasitet på 32.000 m³/dag, og en flytende gassprosesseringsplattform (Åsgard B) med gassbehandlingskapasitet på 44 mill m³/dag og en kondensatproduksjon på 15.000 m³/dag. Åsgard B er det største flytende produksjonsanlegget på norsk sokkel med en dekksvekt på 33.700 tonn. Sammenlignet med andre flytende produksjonsanlegg har dette ene produksjonsanlegget en behandlingskapasitet som er større enn summen av Njord og Visund. I alt skal det bores og kompletteres over 50 havbunnsbrønner. For komplettering av dette store antallet brønner var det opprinnelig forutsatt å bruke et nytt fartøykonsept med dynamisk posisjonering. Man måtte imidlertid basere seg på konvensjonelle løsninger.

I PUD for Åsgardfeltet ble følgende risikoområder beskrevet:

• Reservoarusikkerhet knyttet til hydrokarbonenes produserbarhet, olje-/vannkontakter, reservoarkommunikasjon og hydrokarbonegenskaper

• Feltutstrekning er på mange steder ukjent og de første brønnene må derfor betraktes som undersøkelsesbrønner

• Korrosive væsker vil kreve bruk av eksotiske materialer der markedstilgangen er begrenset

• Høyt trykk og høy temperatur vil kreve at ny teknologi kvalifiseres.

Utviklingen av Åsgardfeltet stilte operatøren overfor mange tekniske utfordringer. Feltene har høyt trykk, høy temperatur, H₂S og CO₂ i brønnstrømmen. I tillegg strømmer hydratutsatte reservoarvæsker over lange avstander før de kommer fram til produksjonsanleggene. Feltene ligger ned mot 330 m vanndyp i et værhardt område.

For å få tilfredsstillende lønnsomhet satset operatøren og partnerne bevisst på løsninger som forutsatte omfattende teknologiutvikling. I ettertid har det vist seg at størrelse og kompleksitet i anleggene representerte en ytterligere utfordring teknologisk og gjennomføringsmessig. Særlig gjelder dette kravet til utmatting over 50 års levetid som stiller ekstraordinære krav til styrke i strukturen for å motstå de langvarige påkjenningene den utsettes for.

Anleggene på Kårstø ble om lag dobbelt så omfattende som først antatt på grunn av ønsket om å utvinne mer væske fra gassen fra Åsgard og skille ut etan for levering til den petrokjemiske industrien i Bamble og Stenungsund. Dette var inntektsøkende tiltak for å kompensere for konsekvensene av redusert gassallokering. Det ble tidlig klart (høsten 1997) at gjennomføringsplanen for disse anleggene var meget stram. De ulike eierne av anleggene på Kårstø var enige om å holde fast prosjektets milepæl for ferdigstillelse 1/10-2000. Eierne erkjente at dette var en meget stram og dermed kostnadseksponert framdriftsplan fordi anleggene skulle bygges på en betydelig kortere tid enn det som var erfart ved bygging av tilsvarende anlegg.

2 Erfaringer fram til høsten 1998

2.1 Generelle vurderinger

Det kan nå fastslås at flere av de forutsetninger som lå til grunn for beslutningene i perioden 1996-97 var for optimistiske.

Investeringsutvalget, ledet av professor Knut Kaasen, avga sin innstilling 30. januar 1999 og ga en analyse av kostnadsutviklingen i investeringer på norsk sokkel. Det ble redegjort for utvalgets innstilling i styremøtet 19. februar 1999. Styret deler de vurderinger og støtter de forslag som framkommer i Investeringsutvalgets innstilling. Dette gjelder i særlig grad betydningen av å få mer kvalitet i prosjektenes startfase. I dette ligger også å få bedre avklart usikkerhet og risikoelementer før detaljprosjektering starter. Som Investeringsutvalget understreker, vil det imidlertid, selv om risikoen for overskridelser kan reduseres gjennom å investere mer i en tidlig fase, fortsatt være usikkerhet i prosjektestimatene.

De viktigste erfaringene er grundig beskrevet i Investeringsutvalgets rapport, og styret vil særlig trekke fram følgende:

• Entreprenørene hadde ikke god nok erfaring og dermed forståelse for viktigheten av å ha god kontroll på alle grensesnitt

• Entreprenørene hadde ikke god nok forståelse av prosjektrisiko ved nye gjennomføringsmodeller og ny teknologi, og operatøren undervurderte dette.

• De nye konseptene viste seg å være uferdige og det medførte at detaljprosjekteringen ble forsinket

• Det ble brukt for lite tid i forkant til å gjennomdrøfte hvordan nye samarbeidsformer skulle fungere i praksis

• Det har vært vesentlig vanskeligere å ta ut effekten av nye samarbeidsformer i industrien enn det vi antok.

• Med bruk av skipsverft som skrogleverandør må det ikke forekomme endringer.

Disse punktene er alle relevante for Åsgard. I tillegg vil vi for Åsgardfeltet peke på noen særegne utfordringer:

• 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.

Innenfor boring og brønn var det behov for en betydelig teknologiutvikling. De tids- og kostnadsestimat som ble lagt til grunn viste seg å være for optimistiske.

2.2 Åsgard

Prosjektledelsen ble i 1995 organisert som et kjerneteam. En leder var ansvarlig for et lite team med ansvar for utarbeidelse av Plan for utbygging og drift fram til driftstart på feltet. Det ble lagt vekt på stor grad av kontinuitet av nøkkelpersonell. Det var videre forutsatt at kompetanseenhetene i Statoil skulle ha faglig ansvar og kvalitetssikre og godkjenne løsninger, planer og strategier.

I løpet av 1996 ble det klart at en slik organisasjon ikke fungerte hensiktsmessig for et så komplisert prosjekt som Åsgard. Utbyggingsaktivitetene ble derfor lokalisert til Oslo hvor prosjektering hos Aker og Kværner ble utført, mens resten av kjerneteamet ble i Stavanger. Det ble utnevnt ny prosjektdirektør. Det ble i tillegg etablert felles prosjektfunksjoner innen tekniske tjenester, prosjektstyring, kvalitetssikring og anskaffelser. Deres oppgave var å koordinere, støtte og følge opp delprosjektene på vegne av utbyggingsdirektør.

Det ble både for Åsgard A og Åsgard B etablert en integrert organisasjon mellom Statoil og hovedleverandørene. Formålet var å oppnå god kommunikasjon og raskere beslutninger.

De etablerte felles prosjektfunksjoner har en uavhengig kontrollfunksjon overfor de integrerte organisasjonene for Åsgard A og Åsgard B.

Statoils organisasjon for å lede ferdigstillelsen av Åsgard B i Stavanger ble vinteren 1999 styrket både for å sikre uavhengig kontroll av leverandøren og for å utføre uttesting og driftsforberedelser.

2.3 Kårstø utbyggingsprosjekter

I Kårstø utbyggingsprosjekter ble det 9 måneder etter inngåelse av hovedkontrakt med M.W. Kellogg foretatt en full integrasjon av Kelloggs og Statoils organisasjoner med det klare mål å danne grunnlag for en mer effektiv prosjektgjennomføring ved:

• felles gjennomføringsstrategier og milepæler

• felles styringssystem og suksesskriterier

• felles målegrunnlag og risikostyring

Denne integrasjonen har gitt betydelige synergigevinster samt bidratt til gjennomføring av prosjektet i henhold til den knappe tidsplanen.

Organisasjonen på Kårstø er nå strukturert for fullt ut å ivareta utfordringene i nåværende fase av prosjektet. I august vil organisasjonen på nytt bli tilpasset for å ivareta system- ferdigstillelse av anlegget.

3 Utvikling i siste kontrollestimat og iverksatte tiltak

3.1 Oversikt over estimatutvikling

Mill. NOK (ekskl. valutaeffekt)

Anleggene ble senere besluttet utvidet.

Tabellen viser estimatutvikling for prosjektene i Åsgard kjeden. Kostnadsestimater blir på beslutningstidspunktet angitt med en nøyaktighet på pluss/minus 20 %.

I det følgende gjøres det rede for årsaken til endringene i estimatene fra september 1998 til mars 1999.

3.2 Åsgard

Økningen i siste kontrollestimat er i hovedsak knyttet til Åsgard A og Åsgard B.

3.2.1 Åsgard A

I september 1998 var planen at Åsgard A skulle gå fra kai på Stord 22.11.98 og produksjonen starte i midten av februar 1999.

Utseilingen til feltet ble forsinket med to måneder og produksjonsstarten fra februar til april. Hovedårsaken var tekniske problemer i tilknytning til propeller og kontrollsystem. Netto estimatøkning er på 283 mill kroner og er en konsekvens av 2 måneders lengre prosjektperiode. Timeforbruk og administrasjonskostnader som er direkte tidsavhengige, og lengre hyreperiode for fartøyer for marine installasjoner, representerer hele kostnadsøkningen. Til fradrag kommer ferdigstillelsesbonuser for Aker som ikke kommer til utbetaling som følge av forsinkelser.

I forbindelse med estimatoppdateringen høsten 1998 ble det på vanlig måte foretatt en usikkerhetsanalyse av de elementer som inngår i estimatet. For Åsgard A var det en identifisert risiko for forsinket utseiling fra Stord, men på tidspunktet for estimatoppdatering var ikke ferdigstillelsesarbeidet vesentlig forsinket. Aker/ABB hadde betydelige bonuser knyttet til ferdigstillelse i henhold til avtalt tid. Ledelsen både i Aker/ABB og Statoil regnet med at tidsplanen ville holde.

For Åsgard A ble det høsten 1998 utført grundige gjennomganger for å avdekke omfanget av gjenstående arbeid, mulige problemområder og vurdere korrektive tiltak. Det ble prioritert å gjøre 100 % ferdig alt arbeid som kunne gjøres ved land for å unngå at arbeid og mannskap måtte overføres til feltet. Det ble iverksatt ekstra tiltak for å sikre at krav til kvalitet og sikkerhet ble møtt før utseiling.

3.2.2 Åsgard B

Forutsetningen for estimatoppdateringen høsten 1998 var at prosjektet skulle være tilbake på plan innen utgangen av året. Det ville medført at dekkseksjonene ville bli ferdigstilt hos underleverandørene til Kværner Rosenberg, og at prosjektering, fabrikasjon og sammenstilling på Kværner Rosenberg ville gå etter opprinnelig plan og timeforbruk. Slik ville alt forberedende arbeid kunne ferdigstilles før underleveransene ankom, og arbeidet foregå til planlagt framdrift. Dette var i henhold til forutsetningene i kontrakten.

Det var videre forutsatt at uttesting skulle finne sted på modulbyggeverkstedene slik at eventuell oppretting skulle finne sted hos disse. Tidligere rapporterte forsinkelser økte imidlertid til tross for igangsatte tiltak, og uttesting må derfor nå foregå på Kværner Rosenberg etter at modulene er installert på dekket på Åsgard B.

Utformingen av dekkseksjonene måtte fastlegges i november 1998 for at installasjons- programmet skulle holde timeplanen. Det var videre en forutsetning at tegninger og materialer kom i tide slik at planlagt framdrift kunne opprettholdes. Ytterligere forsinkelser i prosjekteringen hos leverandøren medførte imidlertid at disse forutsetningene ikke holdt, og at arbeid dermed måtte overføres til Kværner Rosenberg. Dette var det ikke tatt høyde for i kostnadsestimatet høsten 1998.

Grunnlaget for det videre arbeidet på Kværner Rosenberg som følge av ovennevnte forsinkelser måtte gjennomgås og planlegges på nytt. Utstrakt bruk av 2.- og 3.-skift blir nødvendig og ledelse og støttefunksjoner må styrkes tilsvarende. Bruk av underleverandører med ekstra innkvartering vil også øke.

Hovedkontrakten med Kværner omfattet prosjektering, innkjøp, fabrikasjon og installasjon av Åsgard B.

Insentivsystemet i kontrakten går ut på at dersom virkelig totalkostnad ga en besparelse i forhold til en avtalt målsum (kontraktspris), skulle denne differansen deles likt mellom leverandøren og Statoil. Skulle virkelig kostnad overstige målsum, deles overskridelsen likt inntil en har nådd et visst tak, 1 400 mill. kroner. Tilsvarende gjelder for de under- leverandører som inngår i den totale målsum. Leverandørens risiko begrenses ved at ytterligere overskridelse dekkes fullt av eierne, men til nettorater. Fortjenestepotensialet for leverandøren, utover avtalt fortjeneste i henhold til kontraktsprisen, ligger derved i besparelse i forhold til målsum.

Høsten 1998 ble det klart at Kværner i henhold til kontrakt skulle dekke 700 mill kroner av kostnadsøkningen. Dette ble lagt til grunn i estimatoppdateringen høsten 1998. For å sikre god framdrift i ferdigstillingen på Kværner Rosenberg har Statoil tilbudt Kværner en bonus for kostnadseffektiv ferdigstillelse av Åsgard B i henhold til avtalt tidsplan. Forhandlinger om dette pågår.

I Åsgard B-prosjektet foretok Statoil høsten 1998 en omfattende gjennomgang av det tekniske konseptet ved hjelp av uavhengig ekspertise med hovedvekt på å sikre at løsningen nå møtte utmattingskravene. Ved utgangen av 1998 ble det bekreftet at disse kravene nå var møtt. Øvrige tiltak var å styrke både Kværners og Statoils organisasjon. Kværner skiftet prosjekt- direktør.

Framdriften på prosjektering er nå god og møter behovet for gjenstående fabrikasjons- og installasjonsarbeider. Det gjenstår i underkant av halvparten av arbeidet på Åsgard B. Framdrift pr. mars 1999 er 56 %. De forsinkelser som har oppstått gir betydelig press på prosjektet for å møte de gjenstående milepæler.

Fra våren 1999 vil det på Kværner Rosenberg være en stor arbeidsstokk (ca 2000 operatører) som skal gjennomføre bygge-, oppkoblings- og sammenstillingsarbeid. Dette stiller store krav til planlegging og styring. Usikkerhet i produktivitet er reflektert i estimatet.

De ovennevnte forhold, med endrede forutsetninger for det avsluttende arbeid på Kværner Rosenberg, medførte en økning av estimatet på 1 545 mill kroner fra høsten 1998 til vinteren 1999. I denne økningen er det også inkludert midler for en bonusavtale med Kværner.

De vesentligste usikkerhetene i tillegg til graden av ferdigstillelse av plattformen ved uttauing, er grensesnittsaktiviteter mellom Åsgard B og de andre installasjonene på feltet. Eventuelle forsinkelser i ferdigstillelse av produksjonsbrønnene vil ha konsekvens for oppstarten av Åsgard B. Framdrift for boring og komplettering er god, men må følges opp med løpende og korrektive tiltak, som f.eks. å ta inn ekstra riggkapasitet, hvis avvik oppstår.

For å koordinere det gjenværende arbeid og sikre ferdigstillelse av anleggene på feltet, transportsystemene og Kårstø-anleggene er det løpende kontakt mellom prosjektledelsen i delprosjektene.

Det er styrets samlede vurdering at nødvendige tiltak er igangsatt for å sikre en tidsmessig, koordinert og kostnadseffektiv ferdigstillelse av prosjektene.

3.3 Kårstø Utbyggingsprosjekter

Ved oppdatering av estimatene høsten 1998 var framdriften:

Alle byggearbeidene var i en oppstartsfase, og kostnadseffektiv framdrift var avhengig av tilgang på ferdige tegninger og materialer i henhold til avtaler med entreprenørene.

På grunn av den stramme tidsplanen, viste det seg at det var vanskelig å møte våre avtalefestede leveranser. Dette hadde kostnadskonsekvenser da arbeidsstokk og utstyr allerede var mobilisert.

Denne situasjonen preget prosjektet i 3. og 4. kvartal 1998 og tidlig i 1999. Prosjektet så at denne situasjonen gradvis utviklet seg høsten 1998. Ved estimatoppdatering høsten 1998 ble det i partnerskapet varslet en mulig kostnadsøkning på 0 til 400 mill kroner.

Det ble igangsatt omfattende arbeid i forhold til leverandører og hovedkontraktor, for å bedre leveransene av tegninger og materialer. Den negative trenden ble stoppet, men vi lyktes ikke i å ta igjen forsinkelsene slik at materialer og tegninger fortsatt kom for sent fram til byggeplassene. Kostnadskonsekvensene av dette kom særlig i fabrikasjon, i mekaniske arbeider i eksisterende anlegg på Kårstø og i de nye propananleggene. Videre fikk man økt arbeidsomfang som følge av sluttføring av prosjektering, særlig i bygningsteknisk arbeid.

Vinteren 1999 ble det klart at uforutsette hendelser (havari) i forbindelse med sjøtransport av moduler, høyere transportkostnader som følge av vektøkningen og høyere totale timekostnader på Kårstø også ville føre til kostnadsøkninger. Ved etablering av nytt estimat vinteren 1999 innarbeidet prosjektet konsekvensene av de ovennevnte forhold som ga en samlet økning på 869 mill kroner.

Prosjektet har nå en plan som gir oppstart 1. oktober 2000. Hovedfokus er sterk kostnadsstyring i den gjenværende prosjektgjennomføringen.

Prosjektstatus i mars 1999 er:

• Prosjekteringen er 97 % ferdig

• Framdriften på Kårstø er 52 % ferdig

I månedsskiftet april/mai 1999 vil:

• alle prefabrikkerte enheter være levert på Kårstø. De har en stor ferdigstillelsesgrad og god kvalitet

• alle utstyrskomponenter være levert på Kårstø

• alle materialer være levert på Kårstø.

Alle prefabrikkerte enheter og alt utstyr vil medio mai være plassert på fundamentene.

Videre er det avtalt milepæler med alle entreprenørene, hvor de viktigste er:

• Stenging av kabelgrøfter før september 1999

• All trykktesting ferdig før jul 1999

Prosjektorganisasjonen er flatet ut for bedre å kunne styre fysisk arbeid og utnytte samarbeidsforumet mellom hovedaktørene på Kårstø.

I de neste 9 måneder blir det viktig å sikre så høy produktivitet som mulig. Her ligger fortsatt prosjektets største eksponering. Denne usikkerheten er det tatt høyde for i et timepåslag på 400.000 timer tilsvarende 25 %.

Prosjektets risiko for økte kostnader er i hovedsak knyttet til adkomst og produktivitet i de gjenstående arbeider. Disse utgjør omlag 1,7 mill. timeverk og er fordelt på;

• Fabricom: Mekanisk arbeid i det nye prosessområdet og ytre område

• Umoe: Mekanisk arbeid i det eksisterende prosessområdet

• ABB: Elektro og instrumentering i hele anlegget

• Veidekke: Fundament, grøfter og bygninger for hele anlegget.

Sentrale framdriftsparametre måles på ukebasis og eventuelle tiltak for å opprettholde gjennomføringsplan blir satt i verk i samarbeid med utførende entreprenører. Erfaringer blir delt med alle entreprenører i ukentlige arbeidsmøter.

Det er styrets samlede vurdering at nødvendige tiltak er igangsatt for å sikre en tidsmessig, koordinert og kostnadseffektiv ferdigstillelse av utbyggingsprosjektene.

4 Lønnsomhet

Statoils avkastningskrav er en internrente på 8 % etter skatt, og prosjektene i Åsgardkjeden må ha en oljepris på 13,5 USD/fat for å tilfredsstille dette kravet. Lønnsomheten for Åsgardprosjektet, inklusive Åsgard Transport og Åsgards andel av Kårstøutbyggingen, viser en nåverdi etter skatt på 1 736 mill. 1999-kroner ved oljepris på 15 USD/fat. Dette tilsvarer en internrente på 9,3 %. Ved en oljepris på 12 USD/fat, er internrenten 7,8 %.

For SDØE viser lønnsomhetsberegningene en nåverdi på 8 206 mill. 1999-kroner ved 7 % før skatt og oljepris på 15 USD/fat.»

4 Departementets henvendelse til Statoilstyret i brev av 19. april 1999

«Redegjørelse om kostnadsøkninger i Åsgardkjeden

Det vises til styrets redegjørelse i brev av 7. april 1999 vedrørende ovennevnte.

Jeg ber om at styret utdyper hvilke risiki som er knyttet til de nye kostnadsanslagene, fremdriftsplanene for ferdigstillelse av prosjektene i Åsgardkjeden og de tiltak som er satt inn for å sikre at i Åsgardkjeden kan ferdigstilles innenfor de gjeldende kostnads- og tidsrammer.

Jeg ber også om en oversikt av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten i Åsgardprosjektet og hvordan oljenæringen behandler den såkalte valutaeffekten og finansieringskostnader (byggelånsrenter) i utbyggingsprosjektene.

Jeg ber om et svar innen 26. april d.å.

Med hilsen

Anne Enger Lahnstein»

5 Statoilstyrets redegjørelse i brev av 27. april 1999

Redegjørelse for kostnadsøkninger i Åsgardkjeden

Styret viser til Olje- og energiministerens brev av 19. april 1999 vedrørende prosjekter i Åsgardkjeden, samt styrets brev av 7. april 1999 om «Utbygging av prosjektene i Åsgardkjeden, herunder Åsgardfeltet, Åsgard transport, Kårstøutbyggingen og Europipe II».

I det følgende redegjør styret for hvilke risiki som er knyttet til de nye kostnadsanslagene og framdriftsplanene for ferdigstillelse av prosjektene og de tiltak som er satt inn for å sikre at prosjektene ferdigstilles innenfor de gjeldene kostnads- og tidsrammer. Det gis videre en oversikt over den samfunnsøkonomiske lønnsomheten, og oljenæringens praksis for behandling av valutaavvik og finansieringskostnader i utbyggingsprosjekter.

Åsgard feltutbyggingsprosjekt

Som redegjort for i brev av 7. april 1999, er den gjenværende risiko med hensyn til kostnader og ferdigstillelsestidspunkt for prosjektet særlig knyttet til ferdigstillelsen av Åsgard B. Nedenfor gjøres det mer detaljert rede for de ulike risiki og tiltak for risikoreduksjon og effektiv ferdigstillelse.

Kostnadsestimatet for bore- og brønnarbeider har vært uendret siden våren 1998. Styret påpekte i vedlegget til brev av 7. april at

«De vesentligste usikkerhetene i tillegg til graden av ferdigstillelse av plattformen ved uttauing, er grensesnittsaktiviteter mellom Åsgard B og de andre installasjonene på feltet. Eventuelle forsinkelser i ferdigstillelse av produksjons- brønnene vil ha konsekvens for oppstarten av Åsgard B. Fremdrift for boring og komplettering er god, men må følges opp med løpende og korrektive tiltak, som f.eks. å ta inn ekstra riggkapasitet, hvis avvik oppstår».

Det blir nedenfor også redegjort i mer detalj for de forutsetningene som ligger til grunn for estimatet for bore- og brønnarbeider, og risiki og aktuelle tiltak knyttet til ferdigstillelse av produksjonsbrønnene.

Åsgard B

Status

Prosjektet følger planlagt framdrift med unntak av fabrikasjon av moduler i Italia som er 1 måned bak planen. Oppsummert er status:

Framdriften på Kværner Rosenberg er god, og byggeplassen gir mulighet for å håndtere overført arbeid fra modul- og skrogbyggeplassene på en effektiv måte.

Milepæler

Følgende milepæler er lagt til grunn for gjenstående arbeid:

Fra 2. juni 1999 hvor løfting av moduler på dekk skal være ferdigstilt, frem til 11.04.2000, hvor anlegget skal være klart for uttauing til feltet, skal det utføres omlag 1,8 mill arbeidstimer. Dette er et betydelig, men gjennomførbart arbeidsomfang. Eventuelle endringer i dette arbeidsomfanget vil kunne oppstå som et resultat av

• prosjekteringsendringer

• mer overført arbeid fra modul- og skrogbyggeplassene

Forholdene ligger til rette for at et eventuelt økt arbeidsomfang kan bli gjennomført innenfor tidsplanen. Skulle arbeidsomfanget øke utover kapasitet ved Kværner Rosenberg, er det tilgjengelige løsninger som sikrer produksjonsstart innen 01.10.2000.

Etter oppankring og tilkobling av undervannsledninger og stigerør starter endelig uttesting av anlegget med olje og gass. Dersom uttestingen avdekker manglende funksjonalitet på kritisk utstyr, vil dette måtte utbedres på feltet.

Tiltak

For å håndtere disse usikkerhetene er følgende tiltak iverksatt:

• Full sluttkontroll av prosjekteringen på alle områder av plattformen.

• Styrket oppfølging og sterk prioritering av arbeidsoppgaver på modulbyggeplass.

• Løpende kartlegging av behov for tilleggsbemanning som kan settes inn på kort varsel.

• Løpende risikoanalyser og utarbeidelse av alternative planer for å nå dato for produksjonsstart.

• Løpende analyser for å avdekke eventuelle feil og mangler tidligst mulig.

• Styrket oppfølging av kritiske materialleveranser, spesielt med hensyn til rør og rørdeler.

• Løpende vurdering av byggemetoder og -program på Kværner Rosenberg for å kompensere for forsinkede leveranser.

Det er styrets vurdering at nødvendige tiltak er iverksatt for å sikre produksjonsstart 01.10.2000.

Kostnader

Ved siste estimatoppdatering økte kostnadene for Åsgard B med 1.545 mill NOK inkludert en insentivordning for leverandørene.

Ved prosjekter av denne størrelse er det områder som gir risiko for kostnadsøkninger helt fram til prosjektets avslutning.

Risiko for ytterligere kostnadsøkninger for Åsgard B ligger i leverandørens produktivitet i utførelsen av et stort timevolum innenfor en relativt kort tidsperiode. Kostnadsrisikoen reduseres etter som milepælene blir nådd. Dersom det skulle bli nødvendig med overføring av arbeid til havs er dette forbundet med risiko for kostnadsøkninger.

Dersom ikke noen av de ovenfor nevnte tiltak gir forventet effekt, kan Åsgard B være utsatt for en kostnadsøkning mellom 0 og 500 mill NOK.

Boring og komplettering

Status

Det har fra konseptfasen vært kjent at utstyret for boring og brønnkomplettering forutsettes brukt på grensen av hva tilgjengelig teknologi kan makte. Årsaken til dette er vanndyp, uvanlig reservoardyp og ekstrem temperatur/trykk og væskeforhold knyttet til reservoarene på Åsgardfeltet.

Det er ferdig boret 27 av opprinnelig planlagt 59 brønner. Vanskelige reservoarforhold og mye nytt uprøvet utstyr gjorde at boringen møtte framdriftsmålene først etter boring av 12 brønner. Boring av brønnene har nå tilfredsstillende framdrift og har i omlag 1 år ligget foran eller på planen.

Komplettering av produksjonsbrønnene på Smørbukk og Smørbukk Sør tok til i 2. kvartal 1998 og lå pr. april 1999 8 brønner bak plan, 12 brønner er ferdig komplettert med en gjennomsnittlig gjennomføringstid på 50 dager. Forsinkelsen skyldes venting på vær og utstyrsproblemer samt at 1 brønn måtte kompletteres 3 ganger. Det er arbeidet aktivt med forenkling av konsepter og forbedring av utstyr og prosedyrer. I siste kostnadsestimat har Statoil anbefalt en gjennomsnittlig kompletteringstid på 27 dager for brønnene på Smørbukk. Gjeldende tidsestimater er ambisiøse, men har vist seg å være gjennomførbare; siste komplettering er ferdigstilt på 14 dager - 11 dager foran plan. Tilsvarende har skjedd på Norne og Gullfaks.

I det gjenværende bore- og kompletteringsarbeidet gjenstår utfordringer knyttet til:

Reservoar: På Smørbukk kan brønner som operasjonelt sett er vellykkede påtreffe reservoarbergarter som ikke er produserbare. Dette kan medføre behov for sidesteg eller nye brønner.

Boring: Lærekurven for boring av produksjonsbrønner er god og risiko for den gjenværende del av arbeidsomfanget er tilsvarende redusert.

Komplettering: Komplettering av brønner i reservoarer på 5000 m dyp har fortsatt en tidsmessig usikkerhet. Det er Statoils vurdering at forutsetningen for estimatet gir tilstrekkelig høyde for usikkerhet i fremdrift.

Arbeidsomfang: I siste planoppdatering er 5 Smørbukkbrønner tatt ut av fast budsjett. Det er i partnerskapet uenighet om to av disse, som har en kostnad på 340 mill NOK. De to brønnene hører til Smørbukks nordøstsegment, et område som er ufullstendig kartlagt og har moderat til dårlig reservoarkvalitet, men representerer et mulig oppsidepotensial. Fjerning av de to brønnene gir reduksjon i oljereserver på ca. 0,6 MSm³. Med dagens reservoarkunnskap er det operatørens vurdering at brønnene er ulønnsomme.

Tiltak

Det er gjennomført forenklinger i kompletteringskonsept for Smørbukk og Smørbukk Sør ved at operasjoner og utstyrskomponenter som utgjør høy operasjonell risiko er fjernet.

Det er utarbeidet og iverksatt forbedrede prosedyrer og verktøy for trekking av plugger.

Med hovedleverandøren for kompletteringsutstyr, Kongsberg Offshore Systems, er det igangsatt et forbedringsprogram av de utstyrskomponenter som har medført problemer.

Det vurderes å ta inn en ekstra rigg for komplettering. Dette vil gi vesentlig bedring av robusthet med hensyn til utsatt produksjon dersom gjeldende tidsestimater ikke oppnås. En beslutning vil være basert på lønnsomhetsvurderinger.

Kostnader

Dersom vi ikke når målsettingene om å komplettere de resterende brønnene på 27 dager i gjennomsnitt vil kostnadene øke. En økning i gjennomsnittlig kompletteringstid fra 27 dager til 35 dager medfører en kostnadsøkning på omlag 500 mill NOK. Kostnader for en eventuell ekstra rigg er tatt med i dette anslaget.

Kårstø utbyggingsprosjekter

Status

Prosjektene følger planlagt framdrift som fastlagt i siste kontrollestimat. Oppsummert gir det følgende ferdigstillelse medio april:

Dette viser en høy grad av ferdigstillelse 12 mnd før hele anlegget skal være mekanisk ferdig. Med anleggets geografiske/fysiske utstrekning gir dette god mulighet for høy aktivitet og god adkomst for de gjenværende arbeidene.

Prosjektering er nå praktisk talt ferdig og alle materialer er på Kårstø. Dette gir god framdrift. De totale byggeplaner på Kårstø er utarbeidet og fastlagt i samarbeid med alle sentrale leverandører. Leverandørene har bekreftet at planene samt tegning-/materialsituasjonen gir grunnlag for å oppnå målsatt produktivitet. Det ligger også i dette at det totale gjenstående arbeid er godt definert samt at tilgang på kvalifisert arbeidskraft er god. Medio april gjenstår det 1,5 millioner direkte arbeidstimer. Av dette er 1,2 millioner timeverk relatert til mekaniske og elektro/instrumenteringsarbeider. Det er spesielt innen dette området prosjektets risiko for økte kostnader ligger og disse forhold er nærmere behandlet nedenfor.

Milepæler

Følgende milepæler er sentrale og oppnåelse av disse i henhold til plan bekrefter at prosjektet er i rute og at den gjenværende risikoen derved blir redusert.

Disse milepælene er lagt opp slik at det er tilstrekkelig fleksibilitet til å utføre mer arbeid enn det som er definert med unntak av Europipe II. Denne planen er godt tilpasset det gjenstående arbeid.

Det er tett oppfølging av grensesnitt mellom de forskjellige entreprenører slik at den gode framdriften ikke svekkes.

Det forventes en ferdigstillelse av byggearbeidene på Kårstø på 90 % ved utgangen av oktober i 1999.

Det er styrets vurdering at Kårstø utbyggingsprosjekter er klare for ordinær drift 1. oktober 2000.

Ved prosjekter av denne størrelse er det imidlertid flere områder som gir risiko for kostnadsøkning helt fram til prosjektets avslutning. Risiko er knyttet til entreprenørenes evne til kostnadseffektiv arbeidsutførelse, samt Statoils evne til å begrense tilførsel av nytt arbeid. Styringen av eventuelt nytt arbeidsomfang er god.

Risikoområdene er således:

• Produktivitet i arbeidsutførelse

• Kostnadsnivå (totale timerater)

• Tilførsel av nytt arbeid

Tiltak

Følgende konkrete tiltak er iverksatt for stram styring av prosjektet og for å hindre ytterligere økninger:

Produktivitet i arbeidsutførelse: Tegninger og materialer er nå tilgjengelige og planer møter krav til adkomst.

Kostnadsnivå: Handlingsplan med hver enkelt entreprenør for reduksjon av indirekte kostnader og felles utnyttelse av kraner og stillas.

Tilførsel av nytt arbeid: Det forventes stram endringskontroll for godkjenning av nytt arbeid samt periodisk stans i utgivelse av reviderte tegninger.

Kostnader

Prosjektet har i hele perioden vært gjennomført på basis av stramme estimat. Det er styrets vurdering at dette gir den mest fokuserte og ambisiøse holdning både i prosjektet og hos prosjektets samarbeidspartnere. Det gir grunnlag for lavest sluttkostnad.

Ved siste estimatoppdatering økte kontrollestimatet for Kårstøutbyggingen med 869 mill NOK.

Kontrollestimat for det ferdigstilte prosjektet er på 9.579 mill NOK. Prosjektet har i dag utført arbeid til en verdi av ca 7.000 mill NOK. Det gjenstående arbeid er godt definert, prosjektering er i all hovedsak avsluttet og det er foretatt sluttoppgjør på flere store og sentrale kontrakter. Prosjektet har et godt system for risikostyring.

Ved prosjekter av denne størrelse vil det være forhold som gir risiko for kostnadsøkninger helt frem til prosjektets avslutning. Et slikt risikoforhold er om de tiltak som er satt i verk ikke får forventet effekt. Dersom tiltakene ikke skulle få noen effekt, kan kostnadene øke med inntil 400 mill. NOK. Styret har tro på den gjennomføringsplan som prosjektet følger.

Rørledningsprosjektene

Som påpekt i styrets brev av 7. april 1999 er framdriften på rørledningsprosjektene tilfredsstillende. Det kan likevel ikke ses bort fra at uforutsette uhell kan inntreffe. Dersom det skjer på Europipe II og forsinker prosjektet, vil det påløpe ekstra kostnader på inntil 160 mill NOK pr. måned.

Uforutsette hendelser i Åsgard Transport som kan medføre vinterinstallasjon av undervannsmanifolden som skal kople sammen stigerør med Åsgard Transport-rørledningen, kan føre til mulige kostnadsøkninger på mellom 100 og 400 mill NOK.

Samfunnsøkonomisk lønnsomhet

Åsgardprosjektet er samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk lønnsomt.

Basert på siste kontrollestimat har Statoil foretatt en oppdatert beregning av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten for totalprosjektet, beregnet ved et avkastningskrav på 7 % reelt før skatt.

Endret oljeprisforutsetning fra Plan for utbygging og drift til siste kontrollestimat, utgjør en reduksjon i nåverdien på 7200 mill NOK (1999).

Lønnsomhetsberegningene er i tillegg til investeringer også avhengige av produksjonsprofiler. Resultatet kan derfor bli endret når nye profiler utarbeides etter produksjonsstart på Åsgard A.

Oppsummering

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. I Åsgardkjedens prosjekter understrekes dette ytterligere ved utstrakt bruk av ny teknologi, arbeid på store havdyp og med mange kompliserte reservoar med til dels ekstreme trykk og temperaturforhold.

Det er styrets vurdering at relevante risiki med tilhørende tiltak er belyst.

Styret har registrert at Statsråden har uttalt at en utskifting av styrets aksjonærvalgte medlemmer er nødvendig av hensyn til Statoil og prosjektene. Styret vil for sin del bemerke at de best tilgjengelige ressurser er satt inn i prosjektene i Åsgardkjeden og vil påpeke betydningen av kontinuitet i ledelsen av prosjektene for å sikre god ferdigstillelse.

Oljenæringens praksis for håndtering av valutaavvik og finansieringskostnader

Valutaavvik defineres som forskjellen i norske kroner mellom valutakursforutsetningene i «Plan for utbygging og drift» og den faktiske utviklingen i valutakursene, inkludert de oppdaterte forventningene for valutakursene i den gjenværende byggeperioden.

I oljenæringen har det hittil vært ulik praksis med hensyn til den enkelte operatørs rapportering av valutaavvik i forbindelse med oppdatering av nye kontrollestimater. Dette skyldes blant annet at de enkelte selskapene som skal finansiere investeringene betaler de løpende utgifter i den valuta kostnadene påløper. Hvordan valutaeffekten slår ut, vil derfor avhenge av hvordan det enkelte selskap er posisjonert i ulik valuta.

Etter at «Plan for utbygging og drift» er godkjent benyttes normalt to sett av kostnadsanslag for utbyggingsprosjekter:

• Hovedkontrollestimat (MCE, Master Control Estimate)

• Gjeldende kontrollestimat (CCE, Current Control Estimate)

Hovedkontrollestimatet oppdateres kun ved store endringer i prosjektomfang og baseres på et sett med faste økonomiske forutsetninger (som f.eks. valutaforventninger). Endring i økonomiske forutsetninger over tid påvirker ikke hovedkontrollestimatet.

Med begrepet byggelånsrenter (finansieringskostnader) forstås henføring av rentekostnader til et byggeprosjekt i byggeperioden. Norsk regnskapsstandard sier at man ikke kan henføre mer enn de faktiske kapitalkostnadene en har hatt på fremmedkapitalen. Med andre ord kan ikke kalkulatoriske renter som følge av egenkapitalfinansiert prosjektutbygging tas med.

Organiseringen av utbyggingsprosjekter på norsk sokkel i partnerskap innebærer at hver deltaker/selskap står ansvarlig for å finansiere sin andel av løpende kostnader. Hver enkelt deltager vil ha forskjellige finansielle løsninger, og finansieringskostnadene er dermed ikke en felleskostnad for partnerskapet. Henføring av byggelånsrenter i utbyggingsprosjekter på norsk sokkel vil i utgangspunktet kun være praktisk der prosjektene har en felles finansieringsløsning.

Med vennlig hilsen

for Den norske stats oljeselskap a.s

Kjell O. Kran»

6 Oljedirektoratets vurdering i brev av 23. april 1999

«Oljedirektoratets vurdering av Åsgardutbyggingen

1. Innledning

Oljedirektoratet har gjennomgått brevet fra Statoils styre og kommentarene er sammenfattet nedenfor. I prosjektoppfølgingen har Oljedirektoratet fokusert på selve feltutbyggingen til havs. Våre kommentarer er derfor hovedsaklig knyttet til denne delen av hva som omtales som Åsgard kjeden.

Styrets redegjørelse viser estimatutvikling for prosjektene i Åsgard kjeden.

Utviklingen i kostnadsøkningene for de ulike ledd i Åsgard-kjeden er gjengitt nedenfor.

Samlet har estimatene hatt en økning på 16 898 mill kroner siden Plan for utbygging og drift(PUD), noe som representerer en økning på 36 %. Det er i styrets brev redegjort for flere forhold som har økt arbeidsomfanget siden PUD. For feltutbyggingen til havs er det imidlertid en del forhold som skulle tilsi redusert arbeidsomfang. Det er besluttet å leie i stedet for å eie kondensatlager (Åsgard C). Videre er antall kompletterte brønner redusert fra 58 til 51. Brønnkompletteringen har blitt forenklet, og opprinnelige planer om oppsprekking av brønner er forlatt. Opprinnelig lå det inne 100 fraktureringsjobber i PUD. Deler av kostnadsøkningen på Åsgard A er redusert på grunn av statlig subsidiering av skipsbygging. Dette var ikke omtalt ved framlegging av PUD. Samlet skulle dette isolert sett tilsi at investeringene burde vært betydelig redusert sett i forhold til kostnadsestimatet i PUD.

2. Oljedirektoratets vurdering av beslutningsprosessen for Åsgardutbyggingen

I prosessen som leder frem til viktige veivalg for et investeringsprosjekt på norsk sokkel vil det være betydelige drivkrefter for å finne frem til tiltak for å maksimere lønnsomheten av prosjektet. Gjennom en slik fokusering kan det lett oppstå situasjoner der tiltak for å øke nåverdien blir besluttet gjennomført uten at tiltaket i tilstrekkelig grad blir vurdert i lys av hvilken tilleggsrisiko det tilfører totalprosjektet. Ekstrapolering av positive trender, endring i arbeidsprosesser med mange parallelle løp og innføring av betydelige nye teknologiske elementer vil hver for seg representere en risiko for gjennomføringen. Når flere slike forhold er tilstede samtidig vil dette stille ekstra store krav til styring av prosjektet.

Gassallokeringsprosessen ble aktivt brukt for at Åsgard skulle få et tilstrekkelig økonomisk grunnlag for å foreta alle de investeringene som var nødvendig. Allokeringen ble utsatt fra våren 1994 til våren 1996, jf St.prp. nr. 54 (1993-94) Inngåelse av gassalgskontrakter bla med følgende begrunnelse; «Dette er blant annet nødvendig for at feltene på Haltenbanken skal være modnet til et slikt nivå at de kan vurderes på lik linje med felt i Nordsjøen.»

Høsten 1994 la Statoil til grunn at Åsgard best kunne bygges ut med ett feltsenter plassert sentralt på Smørbukk. Det var da forutsatt en treskaftet bunnfast betonginnretning. I månedsskiftet januar/februar 1995 ble det lagt frem en anbefaling om å videreføre studier basert på fem utbyggingsløsninger alle med to innretninger enten enskaftet bunnfast betonginnretning eller en flytende produksjonsinnretning med eller uten skrogform. Operatørens begrunnelse var at tidsplanen for en treskaftet bunnfast betonginnretning ble vurdert som svært kritisk for å kunne nå rettighetshavernes mål om produksjonsstart 1.10.2000. I tillegg ble optimaliseringspotensialet i disse konseptene, av operatøren vurdert som langt høyere.

Når valget om å basere Åsgardutbyggingen på to innretninger istedenfor en var tilbakelagt, ble det videre valg av utbyggingsløsning i stor grad drevet av tiltak for å øke lønnsomheten i prosjektet ved å fremskynde oljeproduksjonen og redusere kostnadene. Det ble av rettighetshaverne tatt en rekke valg som hver for seg ble vurdert som lønnsomme, men som medførte at stadig flere aktiviteter ble kritiske for totalprosjektets fremdriftsplan. Eksempler på dette er valg av flytende produksjonsinnretninger, valg av borekonsept, beslutning om fremskyndet produksjonsstart for olje, beslutning om økt uttak av propan og butan fra rikgassen på Kårstø, mv.

I hele prosessen fra høsten 1994 holdt operatøren fast på produksjonsstart for gass 1.10.2000. Dette var ikke på noe tidspunkt et myndighetskrav. Det var derimot slik at operatøren i tilknytning til innmelding til Forsyningsutvalget høsten 1995 understreket at bindingen mellom olje- og gassproduksjonen tilsa at gassproduksjonen ikke burde utsettes mer enn 2 år i forhold til start oljeproduksjon. På dette tidspunktet hadde operatøren besluttet at oljeproduksjonen skulle starte 1.10.1998. Oljedirektoratet la på denne bakgrunn til grunn at det var mulig å utsette gasseksport fra Åsgard til utgangen av år 2001 uten at dette ville påvirke væskeutvinningen på Åsgard.

Operatøren klarte senere å vise at Åsgard var konkurransedyktig, og ble allokert gassalgskontrakt med oppstart av leveranser 1.10.2000. De tildelte leveransene var lavere enn prosjektet ba om fordi ressursforvaltningsmessige hensyn tilsa større injeksjon i Smørbukk. Den økte væskeproduksjonen på Åsgard representerte en nåverdiøkning, men siden Åsgard fikk lavere gassinntekter enn rettighetshaverne hadde lagt til grunn ble prosjektets lønnsomhet redusert. Lønnsomheten var, basert på de estimater som forelå, fortsatt innenfor de krav Statoil hadde til avkastning. Beregninger viste at en slik løsning ville gi en økt samfunnsøkonomisk merverdi. For øvrig vises til St.prp. nr.50 (1995-96) Olje- og gassvirksomhet, utbygging og drift av Åsgardfeltet samt disponering av innretningene på Odinfeltet.

Myndighetene gikk inn for en lavere allokering til og derved økt reinjeksjon på Åsgard i de tidlige årene. Dette ble gjort for å sikre at motsetningen mellom tidlig sikker gassinntekt og noe mer usikker væskeinntekt ikke skulle føre til ikke-optimale beslutninger. Myndighetene var imidlertid klar over at det var en betydelig risiko for at økt reinjeksjon ikke ville gi de ønskede resultater, noe som ble hensyn tatt ved at det ble holdt igjen gass som kunne allokeres Åsgard på et senere tidspunkt. Dette ble også rettighetshaverne av Åsgard informert om. Det er også senere blitt klart at Åsgard ikke ville vært i stand til å stå ved de forpliktelser de selv ønsket å ta på seg med hensyn på totale volumer. Det volumet de faktisk fikk allokert er mye bedre avstemt med de volumer Åsgard har tilgjengelig og evnen de ser ut til å ha for å levere i år 2000.

Når det gjelder prosessen omkring gassallokering kan ikke Oljedirektoratet se at denne har hatt noen betydning for kostnadsutviklingen i Åsgardprosjektet til havs. Det er riktig at den har hatt en betydning for inntektsprofilen for feltet, som beskrevet ovenfor. Det var imidlertid beslutningen om å optimalisere inntektsprofilene, fremskynde kondensatmengdene fra feltet ved å produsere mer rikgass fra Smørbukk og ta ut mer av væske komponentene på Kårstø, inklusive etananlegget, som senere førte til større investeringer på land. Dette burde vært gjort, dersom det var prosjektøkonomisk lønnsomt som påpekt av operatøren, uavhengig av om Åsgard fikk tildelt de gassleveransene de ba om. Det kan ikke være slik at verdiskapningen kun optimaliseres dersom prosjektet av en eller annen grunn ikke lenger tilfredsstiller selskapsinterne krav til lønnsomhet. Det kan ligge svært gode forretningsmuligheter i å gjøre gode prosjekter enda bedre.

3. Oljedirektoratets merknader til redegjørelse fra Statoils styre

Åsgardfeltets naturgitte forhold med tre ulike forekomster på dypt vann, med kompliserte reservoaregenskaper og i et værhardt område omtales i redegjørelsen fra Statoil. Oljedirektoratet vil bemerke at det fra direktoratets side nettopp med bakgrunn i disse forholdene ble knyttet en rekke merknader til den foreslåtte utbyggingsløsningen i PUD. Oljedirektoratet var særlig opptatt av å få vurdert alternativer til hva som styret omtaler som «verdens største undervannsutbygging» i lys av den kompleksitet og reservoarusikkerhet som preget og fremdeles preger Åsgard. Under behandlingen av PUD anmodet derfor Oljedirektoratet operatøren til å foreta en ny vurdering av bunnfast innretning som feltsenter. De lønnsomhetsvurderingene som Statoil foretok den gang viste imidlertid at en treskaftet bunnfast innretning ikke kunne konkurrere med to flytende innretninger som muliggjorde tidligere produksjonsstart og dermed bedre lønnsomhet. Operatøren understreket videre at flyterbaserte løsninger ikke skulle gå på bekostning av hverken vektkapasitet eller begrensninger for brønnvedlikehold i en driftsfase.

Styret uttaler videre at for å få tilfredsstillende lønnsomhet satset operatøren og rettighetshaverne bevisst på løsninger som forutsatte omfattende teknologiutvikling. Til dette vil Oljedirektoratet bemerke at det under behandlingen av PUD fra direktoratet 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.

I Oljedirektoratets anbefaling om godkjennelse av PUD for Åsgard påpekte direktoratet følgende; «I de fleste større utbyggingsprosjekt til havs har man brutt nye teknologiske barrierer. De teknologiske utfordringer som Åsgard prosjektet står overfor vil kreve nytenkning innen en rekke sentrale områder. Det legges til grunn en stor grad av teknisk nyutvikling, noe som isolert sett øker risikoen i prosjektet. Det er imidlertid teknologiske nyvinninger som har gjort bransjen i stand til å overvinne de teknologiske utfordringer i fremtidige feltutbygginger. I vurderingen vil derfor Oljedirektoratet også legge vekt på den teknologigevinst som prosjektet representerer.» Sett i ettertid er det oppnådd teknologiske fremskritt. Det er fremdeles flere sentrale forhold som ikke har funnet sin endelige løsning. Dette gjelder særlig innenfor brønnintervensjon på havbunnskompletterte brønner.

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. Spesielt vil styret understreke betydningen av dette i lys av at prosjektene i Åsgard kjeden er av de første større prosjektene som gjennomføres i henhold til Norsokprinsippene.» Til dette ønsker Oljedirektoratet å påpeke at operatøren ved flere anledninger under PUD vurderingen 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 det tidspunktet beskrevet som ikke gjennomførbart.

Problemer knyttet til Åsgard B omtales av styret. Det vises til sen avdekking av konsekvensene knyttet til kravet om 50 års levetid for installasjonene. Kravene om 50 års levetid er ikke et myndighetskrav, men et funksjonskrav operatøren lå til grunn i den opprinnelige utbyggingsplanen. Sen avdekking av konsekvensene kan etter Oljedirektoratets vurderinger 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 ift Åsgard A. En begrunnelse for valg av flytende innretning fremfor bunnfast innretning var nettopp å få en romsligere byggetid. Etter Oljedirektoratets vurdering har det i prosjektet vært mer fokus på å få ferdigstilt Åsgard A til oppstart 1.10.1998 for å sikre tidlig oljeproduksjon. Manglende framdrift på Åsgard B skyldes etter Oljedirektoratets vurdering i første rekke operatørens mangelfulle håndtering av flere samtidige aktiviteter.

Styret uttaler videre at «Våren 1996 besluttet myndighetene imidlertid at Åsgard bare fikk levere 6,3 mrd m³/år i gassåret 2000 og 8,9 mrd m³/år de neste 6 år. Dette resulterte i en betydelig nåverdireduksjon og medførte økt behov for gassinjeksjon på feltet.»

Årsaken til at Oljedirektoratet anbefalte reduserte gassleveranser fra Åsgard de første årene var at operatørens reservoarsimuleringer indikerte en økning i væskeutvinningen på 9 - 10 mill Sm3 ved økt gassinjeksjon og redusert gasseksport. Den samfunnsøkonomiske verdien (7 % før skatt) ble beregnet til 1,3 mrd NOK i nåverdi. Det er også senere blitt klart at Åsgard ikke ville vært i stand til å stå ved de forpliktelser de selv ønsket å ta på seg med hensyn på totale volumer, se også omtale av gassallokeringsprosessen i avsnitt 2.

Styret uttaler at «Statoil og de andre rettighetshaverne vurderte på dette tidspunkt å stanse prosjektet, men valgte å fortsette, samtidig som man intensiverte arbeidet med tiltak for å øke inntektene. Dette resulterte i løsninger som medførte økt utvinning av olje og kondensat, tidligere olje- og kondensatproduksjon samt større uttak av produkter på Kårstø. Disse tiltakene medførte endringer på feltinstallasjonene, brønnmønsteret og betydelige utvidelser av det planlagte anlegget på Kårstø. Dette ga økte inntekter som kompenserte for bortfallet av gassinntekter, men medførte også økte investeringskostnader.» Det er Oljedirektoratets vurdering at dette er tiltak som ville ha blitt implementert uansett og uavhengig av nivået på gassallokeringen til Åsgard dersom rettighetshaverne mente at de var lønnsomme, se også omtale av gassallokeringsprosessen i avsnitt 2.

Sett i lys av Norsok anbefalinger og forventninger, var det nærliggende for eierskapet å velge en kontraktstrategi som gikk på totalleveranse både på Åsgard A og Åsgard B. Selve prisformatet på de to kontraktene er en målsum med et tak på den maksimale risikoen leverandøren utsettes for ved kostnadsoverskridelser. Målsummen beregnes av leverandørene som gir inn tilbud når forespørselen kommer fra operatøren. Insentivene i slike kontrakter ligger i en fordeling av gevinsten hvis en klarer å levere under målsummen.

Med bakgrunn i at både operatøren og rettighetshaverne bevisst satset på løsninger som forutsatte omfattende teknologiutvikling, kan det stilles spørsmål ved om en prismekanisme som innebar at en estimerte en målsum før en hadde inngått kontrakten (Åsgard B) var riktig. Allerede høsten 1998 har kostnadsoverskridelsene på Åsgard B blitt så store at Kværner har nådd taket i sin risikoeksponering. Ytterligere overskridelser vil dekkes av eierskapet men til nettorater. Leverandøren er kommet i den situasjon at han må selv inn med 700 millioner for å dekke overskridelsene og i denne situasjonen har han ikke lenger noen økonomiske insentiver for å jobbe raskt og effektivt med det gjenstående arbeidet. Dette er en svært uheldig situasjon for begge parter, eierskapet har forpliktelser om gassleveranse og er tidsstyrt, mens leverandøren står igjen uten insentiver bortsett fra sitt gode navn og rykte.

Slik situasjonen nå har blitt vil risikoen i det gjenstående arbeidet for Åsgard B bl.a. avhenge av forhandlingene som nå foregår mellom Kværner og Statoil. Blir en enige om bonuser og milepæler kan også Kværner bli tidsstyrt og på den måten kan de få insentiver som går på å bedre produktiviteten for å bli ferdig i tide.

Det synes videre å være en viss motsetning i styrets redegjørelse vedrørende bruk av Norsokprinsipper i Åsgard prosjektene. Etter Oljedirektoratets vurdering vil det være mer korrekt å si at prosjektene i Åsgardkjeden ble forsøkt gjennomført i henhold til Norsokprinsippene.

4. Oljedirektoratets vurdering av gjenstående utfordringer i Åsgardprosjektet

Selv om prosjektet nå er over 60 % ferdigstilt, gjenstår det mange utfordringer. Nedenfor er det kort listet en vurdering av noen av de vesentligste usikkerhetene i prosjektet.

Oppstart av Åsgard A og mulighetene for å oppnå prognosert oljeproduksjonsprofil representerer fremdeles en betydelig usikkerhet for prosjektets lønnsomhet. Planlagt oppstart av oljeproduksjon fra Åsgard A var i PUD 1.10.98. Det er nå klart at Åsgard A ikke vil komme i produksjon før tidligst i mai 1999, dvs 7 måneder etter tidspunktet som var forutsatt i PUD. Tidlig produksjon av olje var et viktig bidrag i rettighetshavernes valg av utbyggingsløsning og lønnsomheten for Åsgard prosjektet jf tidligere merknader, En forsinkelse på 7 månder har derfor hatt en betydelig negativ effekt på nåverdien i prosjektet. I tillegg er det fremdeles usikkert hvor lang tid det vil ta før Åsgard A er etablert med stabil platå-produksjon.

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. I PUD var det forutsatt at et enkelt intervensjonsfartøy med katamaranformet skrog skulle foreta en stor del av brønnintervensjonene. Som følge av at det senere viste seg at konseptet ikke lot seg realisere er fremtidig brønnintervensjon nå basert på bruk av konvensjonelle borerigger som har betydelig høyere dagrater enn det som var forutsatt i PUD. Dette vil medføre færre brønnintervensjoner. Dette representerer en økt risiko for redusert væskeutvinning og en mulig redusert inntjening.

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 svært mye byggearbeid vil måtte foregå samtidig med sammenkoblingsarbeidet. Dette kan potensielt gå på bekostning av produktiviteten i arbeidet slik Statoils styre påpeker. Selv om dette er noe, som det påpekes, skal være tatt hensyn til i det siste kostnadsestimatet vil situasjonen i arbeidet med å sluttføre Åsgard B bli mindre oversiktlig. Med en stram tidsplan vil konsekvensene av uforutsette hendelser bli store, med tilhørende risiko for at arbeid overføres til havs, mv. Oljedirektoratet vurderer det derfor som svært viktig at prosjektet har fokus på disse problemstillingene i tiden framover.

De problemer som styret omtaler vedrørende videre fremdrift på Åsgard B kan dessuten medføre reduserte muligheter for innfasing av tredjepart og medføre forsinket oppstart av gassleveransene. En forsinket produksjonsstart vil ikke bare redusere lønnsomheten i prosjektet, men også redusere oljeutvinningen fra de andre feltene på sokkelen som i så fall må levere mer gass i en periode hvor dette vil være kritisk avhengig av den samlede verdiskapningen i olje og gassvirksomheten.

Så langt i prosjektet har det vært fokusert på investeringskostnadene. Oljedirektoratet har imidlertid registrert at de gjeldende estimatene over driftskostnadene har blitt redusert betydelig siden PUD. Samtidig er det innført flere endringer som isolert skulle tilsi økte driftskostnader. Dette gjelder manglende realisering av teknisk konsept for billig og raskt brønnvedlikehold, og leie fremfor å eie innretning for lagring av kondensat. Alternativene med bruk av konvensjonelle rigger til brønnvedlikehold og leie av kondensatlagringsfartøy vil representere betydelig høyere driftskostnader i form av leierater. Oljedirektoratet anser det som lite realistisk å oppnå de anslåtte driftskostnadsestimatene som ligger til grunn for lønnsomhetsberegningene, med den teknologi som i dag foreligger, uten at dette vil gå ut over ressursutnyttelsen og/eller inntjeningen.»

7 Oljedirektoratets vurdering i brev av 7. mai 1999

«Vurdering av Statoilstyrets redegjørelse 27. april 1999

1. Innledning

Styret påpeker at gjenværende risiko med hensyn til kostnader og ferdigstillelsestidspunkt for Åsgard prosjektet særlig er knyttet til ferdigstillelse av Åsgard B. Oljedirektoratet er enig i at ferdigstillelse av Åsgard B innenfor budsjett og timeplan representerer en stor utfordring. Samtidig vil gjennomføring av bore- og brønnarbeider og da særlig kompletteringsoperasjonene i tiden fremover være avhengig av at det oppnås betydelig forbedringer for å holde seg innenfor det som er lagt til grunn i styrets redegjørelse og lønnsomhetsvurderinger. Oljedirektoratet vil dessuten understreke at oppstart av Åsgard A, mulighetene for å oppnå prognosert oljeproduksjonsprofil og anslåtte driftskostnader i produksjonsfasen fremdeles representerer en usikkerhet for prosjektets lønnsomhet.

2. Kommentarer til enkeltelementer i Åsgard utbyggingen

Åsgard B

Tidsplanen for ferdigstillelse av Åsgard B med oppkobling og klargjøring til produksjon er meget stram. Det er fremdeles et omfattende arbeid som gjenstår frem til ferdigstillelse. Dersom arbeidsomfanget øker ytterligere, noe som ikke er usannsynlig med en situasjon der svært mye byggearbeid vil måtte foregå samtidig med sammenkoblingsarbeidet, kan det bli vanskelig å holde de milepeler som er satt. Det er derfor ikke usannsynlig at det kan bli nødvendig å ta en del beslutninger som vil medføre ytterligere kostnadsøkninger, herunder overføring av arbeid til havs, dersom milepælen for produksjonsstart skal holde. For et gassbehandlingsanlegg av denne størrelse, som dessuten skal opereres på et flytende understell, er det særdeles viktig at det blir avsatt tilstrekkelig tid til uttesting av utstyret før regulær produksjon starter. Det er uklart hvilke alternative løsninger som påpekes å være tilgjengelig for å sikre produksjonsstart 1.10.2000. Etter Oljedirektoratets vurdering reflekterer anslått usikkerhetsområde ikke fullt ut gjenstående risiko for kostnadsvekst gitt produksjonsstart 1.10.2000.

Boring og komplettering

Styret påpeker at det helt fra konseptfasen har vært kjent at utstyret for boring og brønnkomplettering ble forutsatt brukt på grensen av hva tilgjengelig teknologi kunne makte. Etter Oljedirektoratets vurdering ble ikke disse betraktningene tillagt tilstrekkelig vekt hos operatøren i den tidlige fasen der ulike konseptuelle løsninger for utbygging av Åsgard ble vurdert. Dette ble derimot fra direktoratets side ved flere anledninger påpekt som et betydelig risikoelement ved det konseptet rettighetshaverne la til grunn for utbyggingen av Åsgard.

Det påpekes at det er gjennomført forenklinger i kompletteringskonseptet for Smørbukk og Smørbukkk Sør ved at operasjoner og utstyrskomponenter som utgjør høy operasjonell risiko er fjernet. Det er derimot uklart om dette vil redusere utvinningsmulighetene og dermed inntjeningen på Åsgard.

Det var ved utarbeidelse av siste budsjettall (CCE7) 23.3.1999 boret 26 brønner på Åsgard av på det tidspunkt planlagt 52 brønner. Dersom videre fremdrift følger de historiske resultater som er oppnådd vil det ikke påløpe ytterligere kostnadsøkning av betydning. Det var på samme tidspunkt komplettert 10 brønner på Åsgard til en gjennomsnittlig kompletteringstid på 52 dager. Det er videre i budsjettet forutsatt at det skal kompletteres ytterligere 41 brønner til en gjennomsnittlig kompletteringstid på 20 dager. Dette forutsetter at det blir mindre venting på vær, mindre utstyrsproblemer og at den forventede lærekurven til mannskapene kan legges til grunn. Dersom videre fremdrift ikke viser noen produktivitetsgevinst vil kostnadsanslagene kunne øke med inntil 2,4 mrd kroner. Det kompletteringsarbeid som er utført på Åsgard etter 23.3.1999 har dessuten vist god fremdrift og en ligger i øyeblikket foran det reviderte budsjettet. Dersom en oppnår denne fremdriften for alt gjenstående kompletteringsarbeid kan en oppnå besparelser i forhold til revidert budsjett på ca 0,7 mrd kroner. Dette viser at usikkerheten fremdeles er stor for kompletteringsdelen av Åsgard utbyggingen.

Videre er det fortsatt uklart hvor mange brønner som til slutt vil bli boret. I plan for utbygging og drift var det planlagt boret 59 brønner, dette er senere blitt redusert til 56. I siste budsjett(CCE7) er det lagt til grunn boring av 51 brønner, men dette er ennå ikke godkjent av rettighetshaverne. Dette representerer derfor en ytterligere usikkerhet i budsjettallene, da eksempelvis to ekstra brønner er beregnet å koste ca 0,3 mrd kroner. På den annen side kan det ikke utelukkes at arbeidsomfanget vil bli ytterligere redusert og særlig dersom den nevnte produktivitetsgevinst ikke oppnås i tiden fremover.

Samlet vurderes usikkerheten i bore- og kompletteringsbudsjettet som betydelig, estimert til fra - 0,7 til + 2,7 mrd kroner relatert til siste reviderte budsjett for denne delen av Åsgard utbyggingen. Basert på ovennevnte vurderer Oljedirektoratet sannsynligheten for overskridelse innen bore- og komplettering til å være større enn sannsynligheten for underskridelse.

Rørledningsprosjektene

Oljedirektoratet har ingen merknader til styrets redegjørelse.

Kårstø utbyggingsprosjekter

I prosjektoppfølgingen har Oljedirektoratet primært fokusert på selve feltutbyggingen til havs. Oljedirektoratet har derfor ingen merknader til styrets redegjørelse.

Vurdering av gjenværende risiko og samfunnsøkonomisk lønnsomhet

Oljedirektoratet har foretatt en grov vurdering av gjenværende risiko i Åsgardprosjektet ved primært å se på hvilke elementer som kan føre til endrede kostnader i tiden fremover. For innretningene på feltet har Oljedirektoratet valgt å legge til grunn de usikkerhetsverdier som operatøren skisserer i budsjettet av 23.3.1999. Dette er anslått til å utgjøre +/-10 % av gjenværende investeringer eller +/- - 1,2 mrd kroner. For boring og komplettering har Oljedirektoratet valgt å legge til grunn egne vurderinger i tråd med ovennevnte omtale. Oljedirektoratet har på denne bakgrunn anslått at usikkerheten investeringene på Åsgard feltet er estimert til fra - 1,9 til + 3,9 mrd kroner. Sannsynligheten for økninger utover dette anslås å være mindre enn 10 %.

Oljedirektoratet har foretatt en gjennomgang av de lønnsomhetsberegninger som omtales i styrets redegjørelse. Det er påvist flere forhold som etter Oljedirektoratets vurdering vil påvirke lønnsomheten i Åsgardprosjektet negativt, uten at dette er tatt hensyn til i styrets redegjørelse. Hovedelementene i dette omtales i det følgende.

Styret påpeker at lønnsomhetsberegningene i tillegg til investeringer også er avhengig av produksjonsprofiler og at resultatet derfor kan bli endret når nye profiler utarbeides etter produksjonsstart på Åsgard A. Dette er Oljedirektoratet enig i. Det var allerede klart at produksjonsstart Åsgard A ville bli ytterligere forsinket uten at styret la dette til grunn i sine beregninger. Det er videre etter Oljedirektoratets vurdering knyttet usikkerhet til anslagene for driftskostnader, særlig brønnarbeider.»