4 Orientering om status i Snøhvit-prosjektet

Olje- og energidepartementet har ved fleire høve orientert Stortinget om situasjonen på Snøhvit og aukinga i kostnadene på feltet.

Kostnadane på Snøhvit blei mellom anna tatt opp i St.prp. nr. 65 (2002-2003) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet medregnet folketrygden 2003, St.prp. nr. 1 (2003-2004), St.prp. nr. 65 (2004-2005) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet medregnet folketrygden 2005, St.prp. nr. 1 (2005-2006), St.prp. nr. 1 (2006-2007), St.prp. nr. 69 (2006-2007) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet 2007 og St.prp. nr. 1 (2007-2008).

I St.prp. nr. 59 (2007-2008) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet 2008, ble det gitt ei utgreiing om problema på anlegget. Det blei varsla at problema på feltet ville få konsekvensar for kostnadene, og at ein vil få ei oppdatert framstilling over kostnadene frå operatøren hausten 2008.

I St.prp. nr. 1 (2008-2009) blei det ikkje gitt ei oppdatering av investeringsoverslaget for Snøhvit. Dette skuldast at StatoilHydro ASA arbeidde med ei investeringsavgjerd for utbetringane som måtte gjerast for å bringe anlegget opp til full kapasitet. Departementet lovde på eigna måte å komme tilbake til Stortinget med ei utgreiing om kostnadsutviklinga for prosjektet.

StatoilHydro informerte departementet 15. oktober 2008 om dei oppdaterte investeringsanslaga. Det er to delar av Snøhvit-prosjektet: Fase 1 er det som vart vedteke i 2001 med eit budsjett på om lag 25 mrd. kroner. Det er denne delen av Snøhvit-projektet som no er ferdig. Kostnadene for Snøhvit fase 1 er på om lag 48 mrd. kroner, 3 mrd. kroner meir enn forventa i 2005 og nesten det doble samanlikna med budsjettet da saka vart fremma for Stortinget i 2001. Andre del er det som nemnas Snøhvit fase 2-4. Det er den delen av prosjektet som skal gjennomføras frå 2015 til 2032. Det er i desse prosjekta, som ikkje er endeleg vedtekne, at dei store aukingane i kostnadsanslaga er komne i år. Kostnadene for fase 2-4 i prosjektet er berekna til om lag 21 mrd. kroner, 7,5 mrd. kroner meir enn forventa i 2005. Fordi prosjekta ikkje er vedtekne og dei har et stort tidspenn er det knytte stor uvisse til dette talet.

I tillegg kjem kostnadene for det såkalla «Snøhvit forbedringsprosjekt» som skal identifisere moglege tiltak for å betre yteevna til anlegget, til mellom 2,5-5,5 mrd. kroner, avhengig av tiltaka ein vedtar å gjennomføre.

Departementet har tatt opp saka med operatøren. Det er viktig at styresmaktene er orienterte om kostnadsutviklinga og om den vidare drifta av feltet. På møte med StatoilHydro den 24. oktober 2008 spurte departementet selskapet om ei skriftleg utgreiing om Snøhvit-prosjektet og dei auka kostnadane. StatoilHydro ga denne utgreiinga i brev av 6. november 2008 og den følgjer under:

«Snøhvit utbyggingen - fase 1

Plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD) av Snøhvit ble godkjent av Stortinget i mars 2002. Snøhvitprosjektet er delt i fire faser. Fase 1 omfatter utbygging av undervannsanlegg, innretninger for rørtransport til land og LNG-anlegget på Melkøya. Denne fasen er nå gjennomført. Feltet startet produksjonen 21. august 2007.

Arbeidet med Snøhvit Fase 1 har vært mer tids- og kostnadskrevende enn forutsatt ved godkjennelsen av PUD og PAD. De endelige utbyggingskostnadene for Snøhvit fase 1 er 48,1 milliarder kroner. Dette utgjør en økning på 3 milliarder kroner sammenlignet med de kostnadene som ble lagt til grunn da kostnadsrammene ble oppjustert i september 2005.

I 2005 ble det foretatt en gjennomgang av årsakene til kostnadsøkninger og forsinkelser på Snøhvit fase 1 sammenholdt med det som lå til grunn i planene for utbyggingen. Prosjektet var ikke tilstrekkelig modnet da investeringsbeslutningen ble tatt i 2002. Etter investeringsbeslutningen ble det besluttet en rekke endringer i designgrunnlaget, og prosjekteringen og byggingen av anlegget tok lengre tid enn beregnet. LNG-anlegget på Melkøya er til dels basert på bruk av ny teknologi, noe som innebar en risiko for forsinkelser, økte kostnader og oppfyllelse av funksjonskrav.

Det ble iverksatt tiltak for å sikre en effektiv ferdigstillelse av prosjektet. I forbindelse med ferdigstillelsen av prosjektet ble det overført en større mengde arbeid til Melkøya som opprinnelig var planlagt utført hos hovedleverandørene. Dette medførte økte kostnader og ytterligere forsinkelse av oppstarten av LNG-anlegget.

Produksjonsanleggene og rørledningene til havs ble gjennomført i henhold til opprinnelig tidsplan og innenfor beregnede kostnader.

Erfaringer fra utbyggingen av Snøhvit fase 1

StatoilHydro og de øvrige partnerne i Snøhvit har i ettertid gjennomgått utbyggingsprosjektet, og trukket lærdom av erfaringen på flere punkter.

En gjennomgang av Snøhvitutbyggingen, synliggjør betydningen av grundig definisjon og planlegging av prosjekter. Ved valg av fleksibilitet i prosjektgjennomføringsfasen, må konsekvensene for gjennomføringen kartlegges med tilhørende kost-/nyttevurderinger. Leverandørmarkedets evne til å levere valgte løsninger innenfor estimerte rammer for kostnader og tidsplan må vurderes. For å sikre fremdrift i tråd med planene kreves en tett oppfølging av leverandører, og eget personell bør brukes i nøkkelstillinger, særlig innen området kvalitetskontroll.

Tilkomst og logistikk på området for anlegget må tas i betraktning ved beslutninger av hvilke deler av arbeidet som skal gjennomføres på anleggsplassen og hvilke deler av arbeidet som skal gjennomføres hos leverandører.

Olje- og gassindustrien har generelt utfordringer ved bygging av større LNG-anlegg. Slike utbygginger er teknisk sammensatte og kompliserte. Gjennomsnittlig er LNG-prosjekter fem måneder forsinket, oppstartsperioden regnes å ta ett år, og det tar i snitt tre måneder å nå 80 pst. av designkapasiteten for slike anlegg 1. I tillegg til de generelle utfordringene industrien står overfor i bygging av LNG-anlegg, har Snøhvitutbyggingen vært basert på utstrakt bruk av nye tekniske løsninger.

Snøhvit - status november 2008

Snøhvitanlegget er i dag i drift og produserer om lag 470 tonn LNG per time. Designkapasiteten for anlegget er 540 tonn LNG per time. I løpet av 2008 har anlegget vært nedstengt i to perioder for planlagt oppgradering og utskifting av utstyr. Disse oppgraderingene har bedret regulariteten av og økt kapasiteten til anlegget.

Rammevilkårene for driften av LNG-anlegget bør fortsatt tilpasses de utfordringer Snøhviteierne står overfor i arbeidet med å oppnå planlagt kapasitet og regularitet.

Snøhvit Forbedringsprosjekt (Snøhvit improvement project)

I løpet av det første driftsåret har regulariteten og kapasiteten til Snøhvitanlegget vært henholdsvis noe ustabil og redusert. Det er derfor etablert et prosjekt for identifisering av mulige tiltak for bringe anleggets yteevne til den opprinnelige planlagte kapasiteten og sikre en mer stabil drift. Anbefalinger fra dette prosjektet vil legges frem i 2009 og eventuelle beslutninger om ytterligere forbedringer vil bli tatt på det grunnlaget. Avhengig av hvilke tiltak som blir besluttet gjennomført er kostnadene for prosjektet foreløpig estimert til å utgjøre fra 2,5 til 5,5 milliarder kroner.

Snøhvit fase 2-4

Investeringsestimatet for utbyggingen av Snøhvit fase 2-4 er oppjustert. Disse fasene er planlagt gjennomført i perioden 2015 til 2032, og vil inkludere boring av brønner og nye innretninger for produksjon og transport. Samlet anslag for investeringene for gjennomføringen av disse fasene er 20,8 milliarder kroner. Dette utgjør en økning på 7,5 milliarder kroner sammenholdt med det estimatet som ble presentert i 2005.

Endringene av estimatet skyldes kostnadsøkning for boring, komplettering og installasjoner sammenlignet med estimater gitt i 2005. Dette inkluderer økte estimater for antall riggdøgn og generell kostnadsøkning for utstyr og øvrige innsatsfaktorer.

Det er ikke foretatt endelig konseptvalg for utbyggingsløsningene for fase 2-4. Kontrakter for dette arbeidet er ikke inngått. Det nye estimatet er basert på dagens markedssituasjon. Det er således knyttet stor usikkerhet til dette kostnadsestimatet.»

Som ein ser av StatoilHydros brev, er det fleire årsaker til at Snøhvit-prosjektet er blitt så mykje dyrare enn slik det vart framstilt i St.prp. nr. 35 (2001-2002) Utbygging, anlegg og drift av Snøhvit LNG.

I tillegg til kostnadene fekk ein også større problem i innkjøringsfasen enn kva som er vanleg. Det ga lågare regularitet og fleire nedstengingar, og av tekniske grunner var det naudsynt med mykje brenning av gass. Snøhvit opererer no innafor utslippsløyve for normal drift.

Da prosjektet vart vedteke, var det bekymringar knytte til det teknologisk vanskelege og dermed risikofylte bygging av anlegga til havs på stort dyp, og ilandføringa i røyr over lang avstand i kaldt vatn. Anlegga på land kunne fortona seg meir oversiktlege sjølv om løysingane var ukonvensjonelle og ein alternativ prosess vart valt og ein måtte velje ukonvensjonelle løysingar for byggeprosessen på grunn av dei klimatiske og geografiske forholda. Det vi har erfart er at anlegga på havbotnen og strekket til land har vore vellukka. Både kostnadene og tidsbruken er i samsvar med planane. Mens den delen som er på land har både hatt store kostnadsaukar og det har tatt lengre tid enn ein la til grunn i planen.

Prosjektet på land fekk tidleg problem, og denne dårlege starten har ein hatt med seg gjennom prosjektet. Ein må erkjenne at for Snøhvit-prosjektet er ein del av årsaka knytte til val av løysing for LNG-anlegget, val av kontraktørar og at staden der anlegget er bygd har klimatiske og geografiske tilhøve som gjer det vanskelegare å bygge der enn mange andre plasser der LNG anlegg er bygd før.

Det er klart at ansvaret for denne utbygginga ligger - og skal ligge - hos operatøren som er StatoilHydro, og hos dei andre rettshavarane, Total, Gaz de France, RWE-Dea, Hess og Petoro. Men resultata påverkar staten si inntekt ved at dei auka kostnadene vil føre til lågare skatteinntekter. Dessutan investerer staten direkte gjennom Petoro. Men sjølv om staten må bære dei store kostnadene, er ansvaret hos rettshavarane. Slik systemet er lagt opp, har selskapa insentiv for å bygge ferdig i rett tid og i samsvar med dei kostnader dei la til grunn. Forseinkingar og kostnadsaukar går like mykje ut over selskapa sine inntekter som det gjer det for staten. Dessutan skader det rettshavarane sitt omdøme at prosjektet har hatt slike kostnadsaukar og forseinkingar.

Snøhvit-utbygginga har vore ei særs vanskeleg oppgåve som har krevd stor innsats frå mange involverte. No er fase 1 av Snøhvit-prosjektet avslutta. Selskapa vil framleis arbeide med fleire tiltak for å betre yteevna til anlegget og med å optimalisere den vidare utbygginga av Snøhvit.