Sikkerhetsøkonomi og riggkontrakter

Petter Osmundsen Professor i Petroleumsøkonomi Høgskolen i Stavanger petter.osmundsen@tn.his.no Sikkerhetsøkonomi og riggkontrakter 1. Sammendrag Det er en del generelle utviklingstrekk i offshoresektoren som har gitt økt vektlegging av insentivutforming i kontrakter: o Økt outsourcing o Fokus på finansielle indikatorer o Innføring av insentivavtaler Økende grad av outsourcing har medført at transaksjoner som tidligere fant sted innenfor samme organisasjon nå reguleres av kontrakter mellom uavhengige selskaper. I tillegg ser vi økende innslag av målstyring i selskapene, blant annet med vektlegging av ulike finansielle indikatorer. En av effektene av denne omleggingen synes å være en økende vektlegging av finansielle prestasjoner på kvartals- og årsbasis. Målstyringen følges opp internt i selskapene og i kontrakter mellom uavhengige selskaper, blant annet gjennom utforming av insentivavtaler. Følgende utviklingstrekk sier noe om insentiver innenfor boreaktivitet spesielt:

o Borekostnadene utgjør en betydelig og stigende andel av samlede investeringer o Arbeidskraftskostnaden utgjør ca halvparten av borekostnadene Rapporten fokuserer på sentrale problemstillinger i borekontrakter hvor avveining mellom økonomi og sikkerhet inngår. Dels bygger rapporten på kontrakts- og insentivteori se for eksempel Laffont og Tirole (1989) og Salanié (1999 ) - og dels bygger den på empirisk materiale. Det empiriske grunnlaget er ulike borekontrakter som benyttes på norsk og britisk sokkel, samt møter og uformelle samtaler med representanter for oljeselskaper, riggselskaper og sikkerhetsforvaltning. Kompensasjonsformatet for innleide rigger består generelt av dagrater, differensiert etter driftsstatus. Generelt er borekontraktene slik er at dagratene oljeselskapene betaler inkluderer alle kostnader, inklusive kostnader knyttet til opplæring, vedlikehold og lignende. Dette er en ryddig avtaleform med klar ansvarsdeling. Samtidig vil det være slik at en krone innspart, for eksempel innen vedlikehold, vil tilfalle leverandøren (som er residual claimant). Dette kan representere en utfordring for næringen i perioder med presset likviditet, og således representere et potensielt kontrollbehov for myndighetene. Kontrollbehovet vil variere med graden av aktivt eierskap som utøves av operatørselskapet. Det forhold at leverandørbedriften i praksis bare vil bære en mindre andel av de samlede skader ved ulykker, og at en betydelig større andel normalt vil bæres av lisensen, skulle tilsi at operatøren vil sørge for en sikkerhetsmessig oppfølgning. Kontrollfunksjonen er iboende en del av oljeselskapenes strategiske kjerne, den kan ikke settes ut. Det bør her være et spesielt fokus på forhold der leverandørene dekker utgifter til sikkerhetsarbeid på marginen, særskilt i perioder med presset likviditet. Gitt den høye risikoeksponeringen som den norske staten har i oljevirksomheten, samt det faktum at det er betydelige negative eksterne virkninger knyttet til skader og ulykker, kan det være aktuelt for myndighetene å vurdere om det finnes egnede risikodempende tiltak på det kontraktsmessige området. Her må man i utgangspunktet være varsom med å bryte en innarbeidet arbeidsdeling mellom offentlig og privat sektor. Kontraktsutforming mellom ulike private aktører er i utgangspunktet et privat anliggende. Dette er et viktig prinsipp å fastholde. Men dette utelukker ikke nødvendigvis at man i samråd med aktørene kan oppnå visse standardiseringer. Ett slikt forslag er blitt foreslått av Samarbeidsforumet innen sikkerhet, som tilrår den enkelte anbudseier å etablere prosedyrer som sikrer at ingen kontrakter har formuleringer som medfører at HMS-arbeidet og arbeid innen 1

verneombudsordningen blir konkurranseutsatt. Et av formålene ved anbefalingen er at lovpålagte og regelverkspålagte HMS-forhold, som er relevant for sikkerhet og arbeidsmiljø under oppdraget, skal identifiseres og tas inn i kontrakten som fastpriselement. Tanken her er å sikre midler til sikkerhetstiltak gjennom øremerkede fastpriselementer i kontraktene. Uten tilleggsinngrep er det ikke grunn til å tro at dette vil være virkningsfullt. Leverandørene får et samlet beløp for å gjøre en jobb, og øremerking kan ikke ventes å ha noen vesentlig effekt. Ved øremerking må man påregne kryssubsidiering mellom ulike elementer i kontrakten. Det styrende prinsipp ved fastpris er nettopp at leverandøren dekker HMS-kostnader på marginen, og følgelig vil kunne tjene på å redusere disse. Dersom det foreslåtte tiltaket skal ha tilsiktet effekt må man i tillegg følge dette opp med kostnadskontroll og detaljrevisjon av HMS-tiltak. Dette er usikkert om dette er en ønskelig vei å gå. Det generelle fokuset på kontrakter og anbudsevalueringskriterier fra Samarbeidsforum for sikkerhet synes imidlertid relevant, ettersom disse forhold legger sentrale føringer for aktørenes atferd. Kontraktsutforming som kan representere en mulig utfordring for en kontinuerlig sikkerhetsinnsats er ordninger der riggselskapet bærer en betydelig økonomisk risiko, eksempelvis ved forsinkelse eller driftsstans der ansvar kan tilskrives leverandøren. Høy risikobæring gir sterke insentiver. Riggselskapet vil da ha svært mye å vinne på å komme raskt i drift (nedetid er kostbart), og man kan være fristet til å ta noen snarveier. I en presset økonomisk situasjon kan enkeltansatte gjøre prosedyrebrudd uten at dette nødvendigvis er klarert med ledelsen. Et konkret eksempel på en slik kontraktsutforming er dersom riggselskapet er med og bærer følgekostnader ved forsinkelse, blant annet utgifter som oljeselskapene har til leie av støttefartøy. Nullratesystemet ved forsinkelse og driftsstans forårsaket av riggselskapet, samt det forhold at statistikk på nedetid inngår i anbudsevaluering, gir riggselskapene allerede i utgangspunktet sterke insentiver til å holde tidsfrister. Ytterligere insentiver synes ikke påkrevet. En ordning der riggselskapene konkurrerer om å bære risiko for følgekostnader synes ikke å være forenlig med optimal risikodeling mellom partene. Ordningen kan potensielt også redusere konkurransen i riggmarkedet. Andre områder som det kan være verd å se nærmere på er situasjoner der man kan frykte koordineringssvikt mellom ulike private aktører. Det er her to kontraktsmessige forhold som peker seg ut. 2

Utvikling mot kortere kontrakter. o Vanskeliggjør nybygging generelt o Vanskeliggjør bygging av spesialiserte innretninger o Hindrer etablering av langsiktige relasjoner Vedlikehold o Tendens til skippertak, fremfor jevn innsats o Leietaker ønsker ikke å påkoste oppgraderinger som de selv bare i liten grad nyter godt av Rigginntak er også et punkt som vil kunne interessere tilsynsmyndighetene. Dette er en sentral beslutning der avveininger mellom økonomi og sikkerhet kan stå sentralt og hvor ulik vektlegging av sikkerhet kontra økonomi kan ha stor betydning for beslutningen. Samtidig er riggvalg en kjerneoppgave for selskapene som - innenfor sikkerhetsmessige opptrukkede rammer - utvilsomt ligger innenfor det private beslutningsdomenet. 2. Sikkerhet versus økonomi - Litt om bakgrunnen Sikkerhetstiltak vil i mange sammenhenger være privatøkonomisk lønnsomme ved at de reduserer kostnader ved ulykker og øker regulariteten av driften. I tillegg kommer flere indirekte effekter - knyttet til bedriftens rykte og goodwill - som kan ha en høy verdi. Goodwill påvirker mange forhold av økonomisk betydning. Noen eksempler er tildeling av lisenser og oppdrag, og evnen til å rekruttere kompetente medarbeidere. Det er imidlertid en ikke ubetydelig utfordring å lage systemer slik at aktører på prosjektnivå tar hensyn til inntektssiden av sikkerhetstiltak. En umiddelbar utfordring er at forhold som har med omdømme vedrører et selskap som helhet, og det er derfor ikke åpenbart at man fullt ut tar hensyn til dette på prosjektnivået. Et annet problem er at det er vanskelig å utforme treffsikre insentivsystemer til fremme av sikkerhet. Det er flere årsaker til dette. Et hovedproblem er at det ikke alltid er en entydig og påviselig sammenheng mellom innsats innen sikkerhet og oppnådde resultater på området. Man kan få ulykker selv om man har satset svært mye på å forebygge dette, og motsatt. 3

I de senere år er det skjedd en del endringer i organiseringen av petroleumsnæringen. Noen av de viktigste endringene er Økende outsourcing Fokus på kortsiktig regnskapsmessig lønnsomhet Innføring av insentivavtaler I oljeselskapene har det vært et sterkere fokus på utsetting av funksjoner som ikke defineres som kjerneaktiviteter. I tillegg er definisjonen av strategisk kjerne blitt smalere. Andre trender er større vektlegging av kortsiktig lønnsomhet, blant annet gjennom kvartalsrapportering av regnskapsmessig rentabilitet. En tredje trend er økende introduksjon av insentivavtaler. Det vil være interessant å undersøke hvordan disse trendene innen økonomisk organisering av oljevirksomheten vil kunne påvirke innsats innen sikkerhet for de ulike aktørene i verdikjeden. Økt outsourcing har medført en økende spesialisering i oljebransjen, der intern organisering erstattes av relasjoner mellom uavhengige selskaper. Disse relasjonene reguleres i stor utstrekning av kontrakter, som spesifiserer avtalt leveranse samt avlønnings- og sanksjonssystem. Hovedfokus i notatet er på slik kontraktsorganisering. For å gjøre en mest mulig praktisk og anvendbar analyse er en konkret kontraktsrelasjon valgt ut. Den valgte relasjonen, borekontrakter, har også betydelig egeninteresse. Det er gjort detaljstudier av kontrakter for innleie av faste og flytende boreinnretninger. Hovedsakelig på norsk sokkel, men også britiske kontrakter er studert. Videre har det vært samtaler med sentrale markedsaktører innen innleie og utleie av rigger på norsk sokkel. Generelt er økonomiske implikasjoner av kontrakter/kontraktsutforming en egen disiplin innenfor samfunnsøkonomisk teori. For en oversikt over fagområdet henvises det til Brousseau og Glachant (2002). For en mer generell drøfting av utforming av riggkontrakter henvises det til tre artikler av Moomjian (1999). Andre relevante artikler er Reiey (1998), Corts (2002), Corts and Singh (2003). Før det gås nærmere inn på case-studiene vil først de tre økonomiske utviklingstrekkene som er nevnt ovenfor bli presentert nærmere. 4

2.1 Outsourcing I petroleumsnæringen, i likhet med mange andre næringer, har det vært en utvikling i retning av å sette ut deler av virksomheten til eksterne leverandører. Resonnementet har vært et ønske om å bedre konkurranseevnen gjennom å fokusere på bedriftens komparative fortrinn. Man kan ikke være best i alt. Videre ønsker man å oppnå innsparinger gjennom å benytte konkurransen i leverandørmarkedet. Samtidig retter man økt fokus mot bedriftens strategiske kjerne, som man har gitt et smalere innhold enn tidligere. Strategisk kjerne kan defineres som ressurser, kompetanse og relasjoner som Bedriften selv kontrollerer Gir varige kostnads- eller differensieringsfortrinn Erfaringene med outsourcing er imidlertid ikke udelt positive. Realisering av de potensielle gevinstene krever kompetanse og ressursinnsats innen kontraktsinngåing og administrasjon, noe som ofte har vært en mangelvare. En del selskaper har også erfart at de har definert sin strategiske kjerne for snevert. Et sentralt spørsmål - i vår kontekst - er om sikkerhetsoppfølgning inngår i oljeselskapenes strategisk kjerne. -Når hele eller deler av en jobb settes ut, overlates da ansvaret for sikkerheten fullt og helt til leverandøren? -Kan sikkerhetstiltak outsources? Dette er et vanskelig organisatorisk og kontraktsmessig spørsmål. Generelle organisatoriske og kontraktsteoretiske prinsipper tilsier at ansvaret for en bestemt aktivitet bør ligge hos den parten som (a) best kan påvirke utfall (kontrollerbarhetsprinsippet) (b) bærer konsekvensene av handlinger (motiveringsprinsippet) På sikkerhetsområdet gir ikke disse to prinsippene nødvendigvis et helt klart svar. Når et oppdrag er satt ut til en leverandør, vil denne normalt ha størst innflytelse på sikkerheten i dette arbeidet. Det vil være vesentlig at sikkerhetsarbeidet i stor grad gjøres på leverandørens premisser, slik at den tilpasses leverandørens øvrige aktivitet og de ansatte får eierskap til prosessen, men gjerne med bestemte krav fra oppdragsgiver. Men dersom leverandøren har begrenset erfaring med sikkerhetsarbeid på området (ny type oppdrag), eller har begrenset 5

erfaring i å følge opp underleverandører (nye grensesnitt), kan det tale for en mer aktiv medvirkning fra oppdragsgiver. En underleverandør i et oljeprosjekt vil normalt bare bære en liten del av konsekvensene av eventuelle ulykker. Årsaken til dette er at leverandøren ofte bare er med i en begrenset del av verdikjeden. Manglende soliditet gjør dessuten at leverandørenes risikoeksponering, trukket opp av leverandørkontraktene, er begrenset. Oljeselskapene bærer normalt et betydelig større tap ved ulykker (målt i kroner). Dette kan omfatte tap av goodwill, utsatt produksjon og erstatninger. Det faktum at oljeselskapene sitter med en betydelig del av ansvaret tilsier at oppfølgning av sikkerhet helt klart inngår i selskapenes strategiske kjerne. Bare i begrenset grad kan denne funksjonen outsources, man må ha en aktiv eierrolle innen sikkerhetsspørsmål. En implikasjon for sikkerhet av økende outsourcing er at det vil være flere selskaper involvert enn tidligere. På en plattform vil der typisk være mange spesialiserte selskaper involvert. De ulike selskapene vil ha ulike kunder (noen leverer til oljeselskapet direkte mens andre igjen er underleverandører), og vil ha ulike leverandørkontrakter. Dette stiller spesielle utfordringer med tanke på koordinering. Er insentivene som gis i de ulike kontraktene kompatible på det sikkerhetsmessige området? 2.2 Kortsiktig lønnsomhet Én måte å forstå insentiver på bedriftsnivå på, er at bedriften står overfor et insentivskjema bestående av ulike finansielle indikatorer. Dette er insentiver som eierne (prinsipal) utformer overfor bedriften (agent). Eierne gjør imidlertid dette ved hjelp av mellommenn, herunder investeringsbanker og analytikere. I stedet for kortsiktige finansielle indikatorer kunne man tenkt seg at selskap i stedet ble evaluert ut fra nåverdien av sine prosjekter. Det er imidlertid to problemer med en slik evaluering. For det første så har ikke eksterne analytikere tilgang på selskapsinterne prosjektberegninger (asymmetrisk informasjon). De må følgelig basere sine analyser på de data som er tilgjengelig, herunder regnskapsdata. For det andre så er det ikke tilfredsstillende å evaluere innsatsen først ved prosjektslutt (når endelig nåverdi er kjent). Det har da kanskje gått tyve år, og de ansvarlige er over i andre prosjekter. Styrings- og evalueringsmessig trenges en løpende evaluering. Om den bør være kvartalmessig er derimot ikke så helt åpenbart. Den kanskje mest sentrale finansielle indikator i de senere år har vært avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (RoACE). 6

RD/Shell ExxonMobil ENI TotalFinaElf Statoil Conoco BP ChevronTexaco Norsk Hydro Phillips Petroleum Repsol YPF 2003 2002 2001 0 5 10 15 20 25 Figur 1: Avkastning på sysselsatt kapital for oljeselskaper, 2001-2003, anslag for 2003.Kilde: UBS Warburg (2002). Bedriftens ledelse vil søke å balansere bedriftens prestasjoner i ulike dimensjoner som måles av markedet. Det må her trekkes opp avveininger mellom slike kortsiktige rentabilitetsmål og mer langsiktige finansielle indikatorer som markedet benytter, eksempelvis produksjonsutvikling og reserveerstatningsrate. En utbredt oppfatning blant analytikere er at oljesektoren er blitt en moden bransje, med begrenset vekstpotensiale. Følgelig vil kapitalmarkedene kreve fortløpende lønnsomhet fra oljeselskapene. 2.3 Insentivavtaler Innføring av insentivavtaler er en naturlig konsekvens av etableringen av kortsiktige til mellomlangsiktige målsettinger for finansielle nøkkeltall. For å sikre realisering av hovedmålene splittes disse opp i delmål og knyttes opp mot spesifikke insentivavtaler. I den utstrekning det er vanskelig å lage treffsikre insentiver for sikkerhetstiltak, kan økt bruk av insentivsystemer knyttet opp mot andre dimensjoner i aktørenes ytelse og prestasjoner potensielt være et problem for sikkerhetsarbeidet. Problemet er at dersom man belønner målbare prestasjoner, som produksjon og lønnsomhet, så kan dette gå på bekostning av andre sentrale ytelsesdimensjoner som er vanskeligere å måle. Et velkjent eksempel er at insentivsystemer som belønner kvantum (for eksempel antall operasjoner på sykehus eller antall boremeter på et letefelt) kan gå ut over kvaliteten. Sikkerhetstiltak kan nettopp 7

oppfattes som en av kvalitetsdimensjonene i produksjonen. I den grad det er mulig vil det være viktig å knytte insentivavtaler opp mot adekvate måleparametre for innsats innen sikkerhet. Da vil aktørene stå overfor et bredt og balansert insentivskjema som sikrer at man ivaretar alle relevante aspekter ved virksomheten. Dersom man er av den oppfatning at sikkerhetsaspekter ikke lar seg regulere av en insentivavtale på en fullgod måte, må dette kompenseres med kontrolltiltak på sikkerhetsområdet. Ved kontraktsdesign står man overfor en grunnleggende avveining mellom insentiver og optimal risikodeling, se Milgrom og Roberts (1992). Optimal risikodeling innebærer at den kontraktsparten med lavest risikopremie bør bære risikoen. Normalt sett vil dette være oljeselskapene. Dels fordi de er mer diversifiserte (gjennom joint ventures i lisensgrupper, og spredd over mange lisenser), dels fordi staten bærer en betydelig del av nedsiderisikoen gjennom systemet for petroleumsbeskatning, og dels fordi oljeselskapene normalt er finansielt solide selskaper. 1 Men dersom oljeselskapene bar all risikoen ville riggselskapene være sikret samme avlønning uansett egne prestasjoner, dvs. at de i kontraktene ikke ville ha insentiver til å gjøre en god jobb (ønsket om å få nye oppdrag ville imidlertid uansett gi slike insentiver). Normalt vil man derfor overføre noe risiko på leverandøren. Risiko og insentiver henger nøye sammen. Insentiver innebærer at avlønningen varierer med viss resultatmål som trekkes opp av kontrakten (eksempelvis en gitt oppetid). Ettersom resultatmålene normalt ikke fullt ut kontrolleres av leverandøren (påvirkes også av eksterne faktorer), vil insentivene innebære usikker avlønning til leverandøren. Denne risikobæringen vil leverandøren kreve å få kompensert. Dette bryter med optimal risikodeling, med for å sikre insentiver vil oppdragsgiver normalt overføre en del risiko på leverandøren. I riggkontraktene er det sterke insentiver knyttet til oppetid, gjennom nullratesystemet og systemet for anbudsevaluering som vektlegger statistikk for oppetid. Dette påfører riggselskapene risiko. Men det er samtidig riggselskapene som best kan påvirke denne risikoen (kontrollerbarhetsprinsippet). Systemet virker også bra i forhold til en rimelighetsbetraktning, kunden betaler bare for en tjeneste som fungerer. Ytterligere insentiver knyttet til opptid kan representere en mulig sikkerhetsrisiko. Å utvide ansvaret til også å gjelde følgekostnader synes heller ikke å harmonere med kontraktsteori. Det strider mot optimal risikodeling, samtidig som riggselskapene allerede i utgangspunktet har sterke insentiver. I henhold til teorien skal det koste mye for oljeselskapene å velte ytterligere risiko over på leverandørene, i form av risikopremie. I starten trenger imidlertid dette ikke være 1 Dette er imidlertid bare en hovedregel, det kan være unntak. Kontraktene må alltid skreddersys den konkrete situasjonen. 8

tilfelle, dersom riggselskapene med nye kontraktsformat i et presset marked - ikke fullt ut priser den økte risikoen. For estimering og prising av risiko, se Emhjellen, Emhjellen og Osmundsen (2002, 2003). Dette så man på 90-tallet i utbyggingskontrakter på norsk sokkel, der totalleverandørene ikke fullt ut priset den betydelige risikoen som lå i de nyinnførte målsumkontraktene, se Osmundsen (1999a,1999b,1999c). Oljeselskapene fikk imidlertid kostnaden på et senere tidspunkt, gjennom reforhandlinger, når det viste seg at leverandørene ikke hadde finansiell kapasitet til å bære risikoen. Man kan ikke påføre en leverandør større risiko enn han er i stand til å bære. Krav om høy risikoeksponering vil normalt også eliminere en del aktører og skape større markedskonsentrasjon. Regelverket på HMS-området setter krav mht involvering fra operatøren. Dette skal motvirke at operatøren kan overføre alt ansvar/risiko. Operatøren skal påse at alle som utfører arbeid for seg, enten personlig, ved ansatte, ved entreprenører eller underentreprenører, etterlever krav som er gitt i helse-, miljø- og sikkerhetslovgivningen Rammeforskriften 5 Påseplikten innebærer at også operatøren før og under kontraktsinngåelse og ved utøvelse av virksomheten skal føre kontroll med at kontraktspartnere er kompetente og kvalifiserte. Operatøren skal videre følge opp disse ved utøvelsen av petroleumsvirksomheten, samt føre kontroll med at innretninger og utstyr som tas i bruk og arbeid som utføres, holder forsvarlig stand. 3. Valg av case: Insentivproblematikk operatør boreentreprenør Kontraktsforhold er pekt ut som et viktig forskningsfelt i skjæringspunktet mellom sikkerhet og økonomi: Det vil også være viktig å få større klarhet om hvordan kontraktforhold påvirker HMS-nivået på sokkelen. Aktørene må etablere insentivstrukturer som premierer ansvarlige aktører, og som støtter opp under langsiktige forbedringstiltak hos disse. Insentivene må også bidra til et kompetanseløft for utvikling av kunde leverandørrelasjoner St. meld. Nr. 7 (2001-2002), s. 52 I det valgte caset vil det bli fokusert på følgende problemstillinger: 9

Hvilke økonomiske insentiv gir operatøren boreentreprenør? I hvilken grad bidrar økonomiske insentiv til HMS-fokus hos boreentreprenør? Til tross for fallende leteaktivitet er det betydelig boreaktivitet på norsk sokkel, pga. økning i produksjonsboring. Antall brønner 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 2001 Letebrønner Utvinningsbrønner Brønner, flyttbare bo reinnretninger Figur 2. Antall brønner påbegynt per år. Boreoperasjonene er i hovedsak satt ut til spesialiserte leverandører. Graden av outsourcing varierer imidlertid betydelig. Det viktigste skillet her er mellom faste og flyttbare innretninger. For førstnevnte tilfelle er riggen normalt eid av lisensen, og man leier inn boretjenester. I sistnevnte tilfelle, eksempelvis for leting, leier man inn både rigg og boretjenester. Leverandørkontrakter for begge hovedkategorier - faste og flyttbare innretninger - er innsamlet og analysert. 10

mrd NOK 2002 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 boring i % av totale investeringer Produksjonsboring Innretninger, undervannsanlegg og modifikasjoner Boring i % av totale investeringer Leteboring Rørledninger og landanlegg Figur 3. Investeringer på norsk sokkel. Kilde: Nasjonalbudsjettsrapportering 2002 En annen årsak til å fokusere på boreoperasjoner er at disse representerer en betydelig andel av kostnadene på norsk sokkel. Følgelig må man forvente et press for å redusere kostnadene på dette området. I tillegg til høye kostnader knyttet til boreaktivitet er det også en betydelig risiko forbundet med denne aktiviteten. Særlig gjelder dette selve boreoperasjonen. Operatøren står derfor overfor utfordringer både med hensyn til å redusere kostnader og å holde et akseptabelt sikkerhetsnivå noe som kan innebære betydelige kostnader. 11

3,50 3,00 Alvorlige skader per million arbeidstimer 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Figur 4. Alvorlige personskader relatert til arbeidstimer norsk sokkel.. Utvikling i risikonivå - norsk sokkel. Kilde: OD-rapport, 2003. Før analysedelen begynner, vil det være instruktivt med en oversikt over kostnadsstrukturen. I det følgende gis et representativt eksempel på dagens kostnadsstruktur for rigger, nærmere bestemt driftsutgifter (OPEX) for en 4. generasjonsrigg: 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 Kostnadsarter Personell Reparasjon / Vedlikehold Langsiktig vedlikehold Catering Administrasjon på land Overhead Forsikring Figur 5. OPEX-sammensetning for 4. generasjonsrigg (i USD) 12

Av samlede driftsutgifter (90.000 USD) utgjør utgifter til personell omtrent 50 prosent (44500 USD). Dette tilsier et sterkt selskapsinsentiv med hensyn til reduksjon i arbeidskraftskostnaden. 4. Korte versus lange kontrakter På norsk sokkel har en over tid sett en klar vridning fra langsiktige riggkontrakter mot stadig kortere avtaler. Dette er ikke en isolert norsk trend, samme utvikling har en sett på britisk side. Hva er de sikkerhetsmessige konsekvenser av spotkontrakter versus terminkontrakter? Dette berører åpenbart operasjonelle forhold. Lange kontrakter muliggjør bedre samhandling mellom leverandør og oljeselskap. Relasjonsbygging og ervervet kjennskap til rutiner og kultur kan legge grunnlaget for bedre kommunikasjon og sikrere arbeidsprosesser. Kontraktslengden påvirker i tillegg aktørenes insentiver til å satse på sikkerhetstiltak. Med en lang kontrakt vil lisensgruppen selv høste frukter (internalisere) særskilte sikkerhetstiltak de selv er med på å bekoste. Vedlikehold og utbedringer er nærliggende eksempler. Hvis derimot en rigg bare er innleid for en kortere periode, vil man være mer tilbakeholden med å finansiere vedlikehold og utbedringer som i det alt vesentlige vil komme andre, fremtidige leietakere til gode. Vi kaller dette manglende internalisering. En annen måte å si dette på er at vedlikehold og utbedringer i denne sammenheng har positive eksterne virkninger, eller at sikkerheten på innretningen kan betraktes som et fellesgode for de ulike rettighetshavergrupperingene. Generelt er det slik at man - uten egnede inngrep - vil få underforsyning av fellesgoder (gratispassasjerproblemet). En svak kontrakt i én lisens fører lett til at lisensen bærer vedlikeholdskostnader for andre lisenser. Teorien for kollektive goder kan benyttes for å illustrere problemstillinger knyttet til sikkerhet i de tilfellene det er mange aktører som drar fordel av investeringene. Hvis man ikke klarer å etablere et system for brukerbetaling kan man få underforsyning av kollektive goder. Brukerbetalingen ved innleie av flyttbare rigger ligger i ratene og i oppgraderinger som bekostes av oljeselskapene. I den grad oppgraderinger og større vedlikehold skjer med uregelmessige mellomrom vil det kunne være tilfeldigheter som avgjør hvilken lisens som må betale regningen. Man har et slags Svarte-Per spill. Jevn innsats kan være å foretrekke sikkerhetsmessig fremfor skippertak. En spesiell utfordring er knyttet til manglende investeringer i sluttfasen av kontrakter. 13

I tillegg til timing av vedlikehold og oppgraderinger, er det et viktig spørsmål i hvilken grad ulike kontraktsarrangementer tillater realisering av spesifikke investeringer. Spesifikke investeringer er definert som investeringer som har spesiell verdi for bestemte kunder eller anvendelsesområder, men som ikke gir avkastning i andre kontekster. Generelt vil det kunne være problemer med å realisere spesifikke investeringer innenfor rammen av spot-kontrakter. Dette vil kunne tilsi større grad av standardisering av utstyr (mindre skreddersøm). På en måte er dette gunstig sikkerhetsmessig, personellet vil lettere kunne gjøre seg kjent med utstyr. På den annen side kan det være åpenbare utfordringer dersom utstyret ikke er tilstrekkelig tilpasset variasjoner i for eksempel trykk og temperatur. Mangel på skreddersydd utstyr kan åpenbart være et problem i IOR-sammenheng. Sannsynligvis vil dette også skape sikkerhetsmessige utfordringer. 200,000 180,000 160,000 UK average Norw ay average Norw ay 4ge n. Far East 2g Far East 3-4g US Gulf 2g US Gulf 3+4g 140,000 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000 - Jan-98 Mar-98 May-98 Jul-98 Sep-98 Nov-98 Jan-99 Mar-99 May-99 Jul-99 Sep-99 Nov-99 Jan-00 Mar-00 May-00 Jul-00 Sep-00 Nov-00 Jan-01 Mar-01 May-01 Jul-01 Figur 6. Dagrater for flytere (USD/day). Mer overordnet så er det også uklart om det er kommersielt mulig å få til nybygging av flåten uten bruk av langsiktige kontrakter. Sterke svingninger i ratene medfører at aktørene ikke tar sjansen på å bygge nye rigger uten langsiktige kontrakter. Sterke svingninger i ratene setter også borekontraktørene tidvis i en vanskelig finansiell situasjon, noe som kan gi mindre rom for vedlikehold og opplæring. Størrelsen på markedet har betydning for den risiko som tas ved nybygging uten bruk av langsiktige kontrakter. Et stort marked med mange fremtidige brønner vil redusere risikoen. Et moment i denne sammenhengen er arbeidet med å gjøre regelverket for bruk av flyttbare boreinnretninger i Norge og de andre Nordsjølandene mer 14

transparent. Som et ledd i dette arbeidet blir den frivillige norske ordningen med Samsvarsuttalelse (SUT) blir gjort permanent fra 01.01.04. Gjennomsnittsalderen på borerigger på norsk sokkel er økende og den nærmere seg designlevetiden for flertallet av riggene. Tilsvarende utvikling ser en også internasjonalt med unntak av dypvannsområdene hvor det stort sett bare er relativt nyere rigger som kan operere. Nybyggingsaktiviteten er samtidig begrenset og er i liten grad rettet mot operasjoner på norsk sokkel. I henhold til Sluttrapport i Kon-Kraft prosjektet, Pool av borerigger og intervensjonsfartøy, er det imidlertid ikke klart at denne utviklingen representerer noe sikkerhetsproblem på kort sikt: Alder, år 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Rigg nr. Figur 7: Alder på flyterigger i drift på norsk sokkel, høst 2002 Eldre rigger som opererer på norsk sokkel i dag er ikke et sikkerhetsproblem. De tilfredsstiller de krav som er satt i det norske regelverket. Det vil imidlertid være økende kostnader knyttet til å holde disse i en tilfredsstillende stand både sikkerhets-, arbeidsmiljøog effektivitetsmessig. På et eller annet tidspunkt vil kostnadene gjøre det kommersielt uinteressant å fortsette videre drift. Erfaringer fra de siste års drift på norsk sokkel viser at flere av de eldre riggene har lavere skadefrekvens enn gjennomsnittet for de nyeste riggene. 15

En innarbeidet rigg kan nok i en del tilfeller gjøre en bedre jobb enn en ny rigg som ikke er innkjørt. Men man kommer vel allikevel ikke utenom at rigger tross alt har en begrenset levetid, og at nye rigger vil kunne ha utstyr som fremmer sikkerheten. Å få til nybygging av rigger representerer følgelig en stor utfordring i det gjeldende spot-regimet. Per i dag er det slik at rettighetshaverne i en lisens avgjør valg av rigg. Dersom en av deltakerne i lisensen har en langsiktig riggavtale, kan han foreslå at lisensen skal tre inn i avtalen. Problemet med dette er at lisensgruppen typisk bare er villige til dette dersom riggleien ikke er høyere enn tilgjengelige spot-rater. En slik praksis gjør det åpenbart risikabelt for enkeltselskaper å inngå langsiktige leieavtaler, ettersom de selv blir sittende med risikoen for fall i riggratene. 2 Konsekvensen blir et stort innslag av spot-kontrakter. Manglende muligheter til å etablere langsiktige kontrakter for rigger kan ses på som en koordineringssvikt mellom oljeselskapene. Dette representerer et samfunnsproblem ettersom det vanskeliggjør nybygging og spesialtilpasning av rigger. Rapporten Pool av borerigger og intervensjonsfartøy foreslår ulike tiltak for å etablere langsiktige kontrakter for riggleie. Felles for disse er at de reduserer den enkelte rettighetshavers innflytelse på riggvalg. Dette er åpenbart problematisk. Det er følgelig ikke umiddelbare utsikter til en løsning på denne utfordringen. 4. Generelt om kontraktsformularene Kompensasjonsformatet for boretjenester består typisk av dagrater. Disse varierer med hensyn til driftsstatus (operating rate, standby rate, moving rate, idle rate, osv.). Kontraktene har normalt presise formuleringer om at ratene inkluderer all kostnader. Dette innebærer at det er leverandøren som vil sitte igjen med kostnadsbesparelser (fastpriselementene). Eksempel på spesifisering av dagrater Operating rate Standby rate: 95% (Ninety-five percent) of the OPERATING RATE 90% (Ninety percent) of the OPERATING RATE during rigmoves in the Operating Period Repair rate: (calculated based on accrued time in a calendar month, time not spent is not transferable to next month) 0-8 hours the OPERATING RATE + USD 30.000 (Ref. Section 6) 2 Statoil har avsatt rundt 1,7 mrd. kroner i forventet tap på langsiktige leiekontrakter for borerigger de siste fem år. Kilde: Dagens Næringsliv, 31.03.03. 16

Idle rate: 8-16 hours 80% (eighty percent) of the OPERATING RATE 16 and above ZERO RATE 80% ( Eighty percent) of the OPERATING RATE Maximum USD 45,000.- pr. day Force Majeure rate: 70% (Seventy percent) of the OPERATING RATE Maximum USD 40,000.- pr. day Zero rate: 0% (zero percent) of the OPERATING RATE Kontraktene foreskriver nullrate hvis ansvar for driftsstans kan tilskrives leverandøren, og i enkelte tilfeller også strafferater dersom innleid utstyr ikke er til stede på rett tid. Utover enkelte basiskurs står sikkerhetsopplæringen for leverandørenes regning. Leverandøren må betale betydelige dagmulkter ved forsinkelse i forhold til milepæler, og noen selskaper har i tillegg bonusordninger knyttet til fremdrift. Oljeselskapene har umiddelbar hevingsrett ved vesentlig forsinkelse. I sum er det derfor sterke insentiver knyttet til oppetid. Kontraktene inneholder en detaljert gjennomgang av hvilke tjenester knyttet til boreaktiviteten kontraktøren har ansvaret for og hvilke operatøren har ansvar for å stille til disposisjon. Gjennomgangen av kontrakter for ulike selskap viser noe ulik praksis med hensyn til i hvor stor grad det overlates til kontraktøren å håndtere underleveranser. 6. Dekning av HMS-kostnader i fastpriskontrakt Som vist ovenfor er borekontraktene slik er at dagratene oljeselskapene betaler inkluderer alle kostnader, inklusive kostnader knyttet til opplæring, vedlikehold og lignende. Dette er en ryddig avtaleform med klar ansvarsdeling. Samtidig vil det være slik at en krone innspart, for eksempel innen vedlikehold, vil tilfalle leverandøren (som er residual claimant). Dette kan representere en utfordring for næringen i perioder med presset likviditet. Relatert til denne problemstillingen er forslaget til Samarbeidsforumet innen sikkerhet, som tilrår den enkelte anbudseier å etablere prosedyrer som sikrer at ingen kontrakter har formuleringer som medfører at HMS-arbeidet og arbeid innen verneombudsordningen blir konkurranseutsatt. Et av formålene ved anbefalingen er at lovpålagte og regelverkspålagte HMS-forhold, som er relevant for sikkerhet og 17

arbeidsmiljø under oppdraget, skal identifiseres og tas inn i kontrakten som fastpriselement. Tanken her er å sikre midler til sikkerhetstiltak gjennom øremerkede fastpriselementer i kontraktene. Uten tilleggsinngrep er det ikke grunn til å tro at dette vil være virkningsfullt. Leverandørene får et samlet beløp for å gjøre en jobb, og øremerking kan ikke ventes å ha noen vesentlig effekt. Ved øremerking må man påregne kryssubsidiering mellom ulike elementer i kontrakten. Det styrende prinsipp ved fastpris er nettopp at leverandøren dekker HMS-kostnader på marginen, og følgelig vil kunne tjene på å redusere disse. Dersom det foreslåtte tiltaket skal ha tilsiktet effekt må man i tillegg følge dette opp med kostnadskontroll og detaljrevisjon av HMS-tiltak. Dette er usikkert om dette er en ønskelig vei å gå. 7. Vedlikeholds- og reparasjonsklausuler Som påpekt i diskusjonen i del 3, vil man ved korte borekontrakter kunne ha problemer med manglende vedlikehold. Den enkelte leietaker, som bare skal ha riggen for en kort periode, vil være tilbakeholden med innsatsen innen reparasjon og vedlikehold. Men samtidig ønsker alle velholdte rigger. Man kan her potensielt ha en koordineringssvikt, som myndighetene bør se nærmere på. Først bør man her kartlegge om markedet på egen hånd greier å håndtere problemet. En egnet løsning ville her være at det ble etablert en bransjestandard, der et gitt antall timer per måned kan benyttes til betalt reparasjon. En åpenbar innvending er at dette er vanskelig. Ulike rigger har ulikt vedlikeholds- og reparasjonsbehov. I det følgende gis en oversikt over relevante klausuler i en del konkrete riggkontrakter. Det understrekes at disse ikke er direkte sammenlignbare, da de refererer seg til ulike rigger. Selskap X 20 timer reparasjon og vedlikehold til betalt operasjonsrate (OR) Akkumulering fra en måned til neste, maks 120 timer over en 6-måneders periode. Ikke adgang til å overføre mellom 6-måneders-perioder Akkumulert tid kan bare brukes til planlagt vedlikehold (minst 7 dagers planleggingshorisont). 18

Selskap Y Reparasjonsrate, beregnet på akkumulert tid i en kalendermåned (kan ikke overføres til neste måned) 0-8 timer, operasjonsrate (+ USD 30.000) 8-16 timer, 80% av operasjonsrate 16 timer og mer, nullrate Insentivbonus på USD 30000 per kalendermåned dersom reparasjonstid er under 8 timer Selskap Z Tre dager nedetid per kvartal betalt til operasjonsrate. Mulig å akkumulere ikke brukt tid og overføre den til neste kvartal (også mulighet for overføring mellom kalenderår). For nedetid ut over dette betales nullrate. Korte kontrakter: mindre mulighet til å ta vedlikehold/reparasjon under kontrakten (tas i større grad ifb. med innleie/godkjenning av rigg) I kontraktsmateriellet som er gjennomgått ser en klare tendenser til en viss samordning på betalt tid til reparasjon og vedlikehold. Hovedgrunnen til dette kan være at dette er lønnsomt for oljeselskapene, også ut fra en rent kortsiktig betraktning. Men tiden avsatt til vedlikehold og reparasjon varierer betydelig fra selskap til selskap. Sett fra boreentreprenørenes side er det en åpenbar fordel med betalt tid til reparasjon og vedlikehold. Samtidig står de imidlertid også overfor insentiver og straff knyttet til milepæler. Det kan derfor være verdt å undersøke om de faktisk benytter tilgjengelig reparasjons- og vedlikeholdstid. En annen relevant problemstilling er i hvilken grad reparasjon og vedlikehold i stedet kan skje parallelt med produksjonen, og hvilke sikkerhetsaspekter dette i så fall reiser. 8. Kompensasjon/insentivordninger for rask fremdrift I borekontraktene benyttes begrepet insentivordninger synonymt med kompensasjonsordninger utover fastsatte dagrater. Det benyttes en bredere definisjon i dette notatet. Kompensasjon for fremdrift representerer bare en del av de samlede økonomiske 19