Delrapport 2: Status ringvirkninger 2016 Forfattere: Aasta Hansteen og Polarled Svenn Are Jenssen Sissel Ovesen Tom Steffensen Jan-Oddvar Sørnes
Rør som legges fra Solitaire. Foto: Statoil ASA / Eva Sleire Innhold Side Forord Forord 3 1. Aasta Hansteen: Skroget er på vei til Norge 4 2. Metode for gjennomføring av studien 8 3. Status Aasta Hansteen 10 4. Vare- og tjenesteleveranser til Aasta Hansteen-utbyggingen 14 5. Polarled den første gassrørledningen som krysser Polarsirkelen 20 6. Ringvirkninger for basene 24 7. Sysselsettingsvirkninger av Aasta Hansteen 26 8. Sysselsettingsvirkninger av Polarled 30 9. Kompetansebygging i nordnorsk leverandørindustri 32 10. Mulighetsrommet for lokale og regionale leveranser til driftsfasen 40 Forsidebildet Aasta Hansteen Kilde: Statoil ASA Kunnskapsparken Bodø AS, Nord Universitet og Petro Arctic fikk oppdraget fra Statoil med å kartlegge ringvirkninger fra Aasta Hansteenog Polarled-utbyggingen. Studiens fokus er å kartlegge og synliggjøre lokale, regionale og nasjonale ringvirkninger fra utbyggingen. I forbindelse med Olje- og energidepartementets godkjennelse av Plan for Utvikling og Drift (PUD) til Aasta Hansteen- utbyggingen er det et vilkår at det gjennomføres en analyse av regionale og lokale ringvirkninger. Studien som denne rapporten representerer er en av flere delrapporter, hvor sluttrapport utarbeides to år etter produksjonsstart. Første innledende rapport ble avlevert i mars 2015, der vi fokuserte på å gi et bilde av status og omfang på lokale, regionale og nasjonale leveranser per desember 2014. I denne delrapporten har vi opp datert leveransene frem til desember 2016, og vil i tillegg gi en foreløpig analyse av sysselsettingsvirkningene ved årsskiftet 2016/2017. Prosjektet ble besluttet forlenget med ca. 1 år høsten 2015 og oppstart dermed forskjøvet til siste kvartal 2018. Dette medfører at mye av aktiviteten som opprinnelig var planlagt gjennomført før desember 2016 nå er forskjøvet til etter dette tidspunktet, og ikke fremgår av denne delrapporteringen med andre størrelser enn inngåtte kontrakter for 2017/18. Tallgrunnlaget som benyttes i analysene i denne rapporten er be heftet med noe usikkerhet. Alt tallmaterialet er samlet inn direkte fra hovedkontraktører og leverandørbedrifter. Dette betyr at det fortsatt kan være bedrifter og kontrakter som ikke er fanget opp i datainnsamlingen frem til desember 2016. Vi vil frem mot sluttrapporter ingen arbeide for å komplettere datamaterialet. Vi vil rette en stor takk til alle våre informanter som har delt informasjon med oss, og gitt nyttige bidrag til studien så langt. De data som denne rapporten bygger på er samlet inn i perioden desember 2014 til mars 2017. Bodø, 31. mars 2017 Svenn Are Jenssen Prosjektleder 2 3
1. Aasta Hansteen: Skroget er på vei til Norge Dette er den andre delrapporten i en større ringvirkningsstudie som følger prosjektet to år ut i driftsfasen. Rapporten gir en status og oppdatering på kartlagte nasjonale, regionale og lokale ringvirkninger per desember 2016. Utbyggingsprosjektet er forsinket, og mye av den aktiviteten som var forutsatt gjennomført innen utgangen av 2016 vil nå finne sted i 2017 og 2018. Status for ringvirkninger Aasta Hansteen Opprinnelig budsjett for Aasta Hansteen var på 32 milliarder 2011-kroner. Beregningene tilsa at 44 prosent av budsjettet skulle omfatte norske leverandører, noe som representerer 14 milliarder kroner. Videre var det estimert at den nordnorske andelen skulle være minimum 454 millioner kroner, hvorav leveranser fra Helgeland skulle utgjøre 398 millioner kroner. Allerede i den innledende studien kunne vi se at Statoil var nær ved å nå målsettingene om norske leveranser til prosjektet som beregnet i PUD. Da var leveransene fra norske leverandører på 4,185 milliarder kroner med forvent ede leveranser i perioden 2015 2017 på ytter ligere 6,726 milliarder. Hyundai Heavy Industries og Technip bidro til store ringvirkninger for norske leverandørbedrifter gjenn om bestillinger av utstyr til plattformdekket og skroget. Også de norske hovedkontraktørene innenfor undervannsutstyr bidro til betydelig nasjonale, regionale og lokale ringvirkninger. Per utgangen av desember 2016 er de norske leveransene kommet opp i 8,847 milliarder, med forventede norske leveranser på ytterligere 4,704 milliarder kroner i tiden fram til driftsstart. Det er således fortsatt vår vurdering at Statoil kommer til å overgå de opprinnelige beregningene i PUD for norske leveranser. Direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger på nasjonalt nivå er beregnet til om lag 7 020 årsverk for perioden til og med 2016, inkludert konsumvirkninger utgjør totale norske sysselsettingsvirkninger omlag 10 500 årsverk. Norge Regionalt Helgeland 2014-16 2017-18 Sum 2014-16 2017-18 Sum 2014-16 2017-18 Sum Prosjektledelse 1 892 805 2 697 107 107 213 0 0 0 Prosjektering 480 55 534 0 0 0 0 0 0 Plattform 2 487 1 124 3 611 6 0 6 0 0 0 Marine operasjoner 829 278 1 107 33 30 63 33 30 63 Undervannsutstyr, installasjoner, boring og brønn 3 097 2 313 5 486 372 2 374 372 2 374 Logistikk 0 128 128 0 0 0 0 0 0 Forsikring 62 1 63 0 0 0 0 0 0 Totalt 8 847 4 704 13 550 518 139 656 405 32 437 Tabell 1.1 gir en oversikt over nasjonale, regionale og lokale leveranser til Aasta Hansteen, fordelt på faktiske kostnader i perioden til og med 2016. I tillegg viser tabellen avtalefestede leveranser for resten av utbyggingsperioden. Ved utgangen av 2016 utgjør totale leveranser fra leverandørbedrifter i Nordland og Sør-Troms 518 millioner, hvorav 405 millioner er fra bedrifter på Helgeland. Det er forventninger om ytterligere 139 millioner kroner i leveranser fra de regionale leverandørene, hvorav om lag 32 millioner kroner er avtalefestet opp mot leverandører på Helgeland. De avtalefestede beløpene for Helgeland i den kommende periode kan synes lave. Dette skyldes at det fremdeles hersker usikkerhet om størrelsen på lokale Tabell 1.1: Nasjonale, regionale og lokale leveranser til Aasta Hansteen i 2013 2016 og beregnede leveranser for årene 2017 frem til produksjonsstart Alle tall i mill kroner leveranser til blant annet boring og til andre aktiviteter i kjølvannet av installasjonsfasen på feltet. Sysselsettingsvirkningene på Helgeland som følge av utbyggingen er ved utgangen av 2016 beregnet til 361 årsverk (direkte og indirekte). Ringvirkningene i Harstad er tilknyttet Statoil sin aktivitet og tilstedeværelse i Harstad. Også på regionalt og lokalt nivå vil ringvirkningene bli høyere enn opprinnelig beregnet i konsekvensutredning og PUD. Totale ringvirkninger for Helgeland og Harstad-regionen per 2016, er beregnet til 498 årsverk. Noe av forklaringen på at ringvirkningene er høyere enn beregnet i PUD finnes i industristrukturen som eksisterer i Nordland, og spesielt på Helgeland. Nordland er blant de fire største industrifylkene i Norge og har mye relevant kompetanse og infrastruktur som er nyttig for petroleumsindustrien. Subsea 7 og Aker Solutions er de to aktørene som har bidratt til de største ringvirkningene på Helgeland i forbindelse med Aasta Hansteen utbyggingen. De trekker frem at de lokalt møtte profesjonelle industrielle miljøer. Dockwise Vanguard Foto: Arjan Elmendorp Status for ringvirkninger Polarled Opprinnelig budsjett for Polarled var på 11,1 milliarder 2011-kroner. Ved vår rapportering per mars 2015 var budsjettet korrigert til 7,5 milliarder kroner. Denne delen av utbyggingen er for det vesentligste avsluttet nå. Påløpte kostnader for Polarled ved årsskiftet 2016/2017 utgjorde om lag 6,4 milliarder kroner. Det gjenstår nå bare mindre arbeid i prosjektet i forbindelse med vanntømming og gassfylling som vil bli utført av Halliburton og Technip våren 2017. Sannsynligvis vil de totale kostnadene for utbyggingen utgjøre 6,7 milliarder kroner ved ferdigstillelse. I konsekvensutredningen til Polarled ble det beregnet en forventet verdiskaping i norske vare- og tjenesteleveranser på om lag 3,9 milliarder 2011-kroner, eller 35 prosent av totalinvesteringen. Justerer vi forventet norsk andel til det som faktisk ble det reelle investeringsnivået ville dette indikere om lag 2,352 milliarder kroner i forventede norske leveranser. Våre beregninger viser at norske leverandører ved årsskiftet 2016/2017 har hatt leveranser for i overkant av 2,4 milliarder kroner. De norske leveransene vil sannsynligvis komme opp i en størrelse rundt 2,8 milliarder kroner ved prosjektets ferdigstillelse. Videre har 4 5
Leveranser fra Norske leveranser Regionale leveranser Helgeland 2013-16 2017-18 Totalt 2013-16 2013-16 Prosjektledelse 281 89 370 0 Fabrikasjon 948 0 948 580 552 Marine opera sjoner, etablering av rørledning inklusiv installasjoner 1 195 278 1 473 43 23 Tabell 1.2: Nasjonale, regionale og lokale leveranser til Polarled i 2013 2016 og beregnede leveranser for årene 2017 frem til produksjonsstart fortsatt slik at man lokalt forventer at Statoil knytter aktivitet rundt driftsstøtte til miljøet lokalt i Sandessjøen. Den geografiske nærheten bør være et konkurransefortrinn i arbeidet med å skape muligheter for nordnorsk leverandørindustri. Nærheten til nye felter gir kostnadsfortrinn for aktører som skal tilby vedlikeholds-, modifikasjons- og servicetjenester. Fylket har flere sterke miljø innen maritim- og verftsindustri. Disse forholdene kan sammen med redusert tidsrisiko bidra til å skape et grunnlag for videre utvikling av lokal industri. Utfordringen ligger i å få innpass i et godt etablert og konkurranseintensivt marked. Sum 2 424 367 2 791 623 575 Alle tall i mill kroner Norge Regionalt Helgeland 2013-16 2017-18 Sum 2013-16 2017-18 Sum 2013-16 2017-18 Sum Aasta Hansteen 8 847 4 704 13 550 518 139 656 405 32 437 Polarled 2 424 367 2 791 623 0 623 575 0 575 Totalt 11 271 5 071 16 341 1 141 139 1 279 980 32 1 012 Tabell 1.3: Samlede ringvirkninger av Aasta Hansteen og Polarled for 2013 2017 og beregnede leveranser for årene 2017 2018 Alle tall i mill kroner vi beregnet direkte og indirekte norske sysselsettingsvirkninger som følge av Polarled utbyggingen til 1 970 årsverk. Tabell 1.2 gir en oversikt over nasjonale, regionale og lokale leveranser til Polarled, fordelt på faktiske kostnader i perioden til og med 2016. I tillegg viser tabellen avtalefestede leveranser for resten av utbyggingsperioden. Regionale leveranser fra Nordland til Polarled utgjør 623 millioner kroner, hvorav 575 millioner kroner er lokale leveranser. Dette er nesten i all hovedsak effekter av Wasco sin aktivitet i Mo i Rana. Som beskrevet i den innledende statusrapporten bidro Wasco s beslutning om å etablere fabrikk i Mo i Rana til betydelige ringvirkninger i form av leveransene fra lokale leverandører. Effekter av Wasco sin aktivitet var også synlig på Vestbase. Lokale leveranser fra bedriftene rundt Vestbase omfattet forsyn inger, havnefasiliteter, lagring, transport og logistikkløsninger. Ringvirkningsaktiviteten på Vestbase inngår i de nasjonale statistikkene. Totale regionale/lokale sysselsettingsvirkninger som følge av Polarled utbyggingen er beregnet til omlag 503 årsverk. eller betydelig redusert. I tillegg ble det igangsatt store kostnadsreduserende prosesser. Dette har påvirket både offshorerelaterte bedrifter og leverandørindustrien på land. Disse bedriftene har også måttet redusere aktiviteten sin, og selv gjennomføre betyd elige kostnadsbesparende tiltak. Betydelige nedbemanningsprosesser i mange bedrifter preget store deler av 2015 og 2016. Dette har også medført at man i perioden fra 2015 og frem mot utgangen av 2016 har sett at flere av de etableringene som skjedde i Nord Norge er reversert eller sterkt bygget ned. Ved utgangen av 2016 er det noe mer optimisme å spore i leverandørindustrien. Det rapporteres om planlagte utbygginger som vil være lønnsome med det som er predikerte oljepriser i tiden fremover, og dette vil kunne medføre økt aktivitet i Nordområdene. Sammenligner vi med kartlagte leveranser i delrapport 1, er kartlagte ringvirkninger litt lavere enn opprinnelig beregnet. I delrapport 2 har vi fått mer detaljerte tall. Samtidig er leveransene høyere enn estimert i konsekvensutredningen. Konsekvenser av oljenedturen Ved vår forrige datainnsamling høsten 2014 møtte vi mange offensive bedrifter i leverandørindustrien, både nasjonalt og regionalt i Nord Norge. Flere av de store bedriftene hadde etablert seg i nord, og Aasta Hansteen utbyggingen ble rapportert å være utløsende for flere av disse etableringene. Sterkt fall i prisen på olje medførte i 2015 og 2016 at lønnsomheten i planlagte utbygginger ble utfordret, og investeringsplaner hos de store oljeselskapene verden over ble satt under press. Denne makrosituasjonen har endret mye de siste to årene. Planlagte investeringer ble utsatt Forventninger fremover for lokale/regionale leveranser I den første innledende ringvirkningsstudien for Aasta Hansteen ble det rapportert om betydelige investeringer i infrastruktur i form av havneutbygginger, hotellkapasitet, kontorfasiliteter med mer i Nord-Norge. Selv om invest eringer i denne type fasiliteter har stoppet opp, og kapasitets utnyttelsen har vært lav de siste to årene, representerer denne infrastrukturen fortsatt gode forutsetninger for regionen i forhold til å kunne delta i de prosjektene som vil bli realisert i nord i årene som kommer. For Aasta Hansteen utbyggingen er det nå forventninger lokalt og regionalt til det som skal skje i driftsfasen. Det er Substructure Foto: Statoil ASA 6 7
2. Metode for gjennomføring av studien Ringvirkningsstudien for Aasta Hansteen- og Polarled-utbyggingen følger prosjektet til 2020. Studien følger dermed prosjektet to år inn i driftsfasen. Dette er den andre av de fire delrapportene som inngår i studien. Studien skal måle verdien av varer og tjenester i utbyggingsprosjektet til Aasta Hansteen og Polarled, sett i forhold til prosjektets målsettinger for ringvirkninger. Sluttrapporten skal overleveres Statoil i desember 2020. Ringvirkningene kategoriseres som nasjonale, regionale eller lokale. Nasjonale ringvirkninger er knyttet til leverandører med norsk adresse mens de regionale ringvirkningene i utbyggingsfasen er knyttet til leveranser fra bedrifter med adresse i Nordland og Sør- Troms. Lokale ringvirkninger er i utbyggingsfasen leveranser fra Helgeland. Direkte, indirekte og induserte ringvirkninger Direkte ringvirkninger defineres som driftsavhengige ringvirkninger som i sin helhet, eller i det vesentligste kan knyttes til kontrakter i forbindelse med Aasta Hansteen utbyggingen og Polarled prosjektet. Dette omfatter kontrakter mellom Statoil og norske leverandørbedrifter, eller mellom Statoils hovedkontraktører og norske leverandørbedrifter. De indirekte ringvirkningene av Aasta Hansteen utbyggingen genereres av den etterspørsel som de direkte ringvirkningene avstedkommer. Dette er verdier og jobber som skapes av de kontraktene som gjøres med underleverandører i prosjektet. De induserte ringvirkningene av Aasta Hansteen utbyggingen er knyttet til at utbyggingen bidrar til økt produksjon, sysselsetting og konsum i samfunnet, og dermed til økte inntekter, både direkte og indirekte. Effekter eller ringvirkninger kan måles i form av investeringer, verdiskaping eller sysselsettingseffekter innenfor geografiske avgrensede områder. 1 Agenda Kaupang (2012) Utbygging og drift av Aasta Hansteen. Samfunnsmessige konsekvenser Begrepet verdiskaping I den grad det har vært mulig har vi valgt å måle ringvirkninger etter den samme modell som ligger til grunn for beregning av forventede ringvirkninger i PUD. Disse fremgår av arbeider som er utført for Statoil med å beregne de samfunnsøkonomiske konsekvensene av Aasta Hansteen. 1 Her defineres norsk verdiskaping i vare- og tjenesteleveransene med utgangspunkt i kontrakter inngått med norske bedrifter. Verdiskaping defineres som kontraktsverdi fratrukket verdien av underleveranser kjøpt i utlandet. Omvendt vil norsk verdiskaping ved kontrakter inngått med utenlandske bedrifter være verdien av norske underleveranser til disse kontraktene. Tilsvarende resonnement gjøres gjeldende på regionalt og lokalt nivå i analysen. Ambisjon i denne andre rapporten Den første rapporten som ble presentert i mars 2015 hadde som ambisjon å kartlegge status på inngåtte kontrakter mellom Statoil og hovedkontraktører, samt kontrakter mellom hovedkontraktører og underleverandører på nivå 2 per desember 2014. I denne statusrapporten har vi oppdatert dette materialet per desember 2016, samt gjort de første beregninger av sysselsettingsvirkninger. Informasjonskilder og datainnsamling I likhet med forrige rapport har vi også denne gangen benyttet oss av seks hovedkategorier av datakilder: 1. Tilgjengelige sekundærkilder fra Statoil; budsjetter, kontraktsinformasjon, presentasjoner og rapporter 2. Samtaler med utvalgte respondenter fra Statoil 3. Intervjuer med utvalgte respondenter fra leverandørbedriftene 4. Intervjuer med utvalgte respondenter fra nordnorske underleverandører ASCO Sandnessjøen Foto: ASCO 5. Spørreundersøkelser til et utvalg leverandørbedrifter 6. Statistikker fra SSB og andre ringvirkningsanalyser utført på andre utbygginger Alle hovedkontraktører har gitt oss den informasjonen vi har etterspurt. Det er imidlertid noen utfordringer med detaljinformasjon fra børsnoterte selskaper. Datainnsamlingen omfatter mer omfattende informasjon enn hva som er inkludert i denne rapporten. Det er informasjon som også vil bli benyttet i de kommende rapportene. Grunnlagsdokumenter PUD Aasta Hansteen Konsekvensutredning Aasta Hansteen. Lokalisering av landbaserte støttefunksjoner. Tillegg til konsekvensutredning Prop. 97 S, (2012 2013), Proposisjon til Stortinget (forslag til Stortingsvedtak). Utbygging og drift av Aasta Hansteen-feltet og anlegg og drift av Polarled utviklingsprosjekt og Kristin gasseksportprosjekt Mulighetsstudie Aasta Hansteen Vedtak 517. Stortinget samtykker i at Olje- og energidepartementet godkjenner plan for utbygging og drift av Aasta Hansteen-feltet Innst. 389 S (2012 2013). Innstilling til Stortinget fra energi- og miljøkomiteen Usikkerhet i datamaterialet Det er en viss usikkerhet knyttet til datamaterialet. Vi har i prosessen vært avhengig av velvilligheten til de enkelte hovedkontraktører og leverandørbedrifter i forhold til hvordan leveransene fordeles på nasjonale, regionale og lokale leverandører. I tillegg vil det alltid være en risiko knyttet til at vi ikke har fanget opp alle utenlandske leveranser inn mot norske bedrifter, eller alle norske leveranser inn mot utenlandske leverandører. Konfidensialitet Vi har lovet full konfidensialitet i forhold til kontraktsdata som er mottatt fra leverandørbedriftene til prosjektet også i forhold til vår oppdragsgiver Statoil. Vi presenterer således ikke bedriftsspesifikk informasjon med mindre dette er uttrykkelig klarert med de bedriftene det gjelder, og/eller at informasjonen er offentlig tilgjengelig gjennom pressemeldinger fra de respektive leverandørene. 8 9
3. Status Aasta Hansteen Skroget er ferdigstilt og på vei til Norge, i løpet av kort tid ferdigstilles også plattformdekket. Neste steg i utviklingen er sammenstillingen som skal gjøres på Stord. I tiden fremover vil Aasta Hansteen bidra til ytterligere verdiskaping for norsk leverandørindustri. 450 400 350 300 250 200 150 Technip/HHI har ferdigstilt byggearbeidet med skroget. Verdens største SPAR-plattform er endelig på vei til Norge, om lag ett år forsinket som følge av ulike fremdriftsutfordringer. Forventet ankomst er andre kvartal 2017. Skroget er hele 200 meter langt, veier 46 000 tonn og har en diameter på 50 meter. Transporten av skroget til Norge skjer i disse dager på verdens største tungtransportfartøy. Ferdigstilling gjøres i fjorden utenfor Høylandsbygd/Stord. Også plattformdekket nærmer seg ferdigstilling. Tredjekvartal 2017 transporteres dekket til Norge for sammenstilling med skroget i Digernessundet. Deretter følger en periode med ferdigstilling av Aasta Hansteen før den skal taues offshore i løpet av andre kvartal 2018. Planlagt driftsoppstart er fjerde kvartal 2018. Boligkvarter av dimensjoner Mer enn to år har gått med til teknisk arbeid og bygging for å ferdigstille boligkvarteret til Aasta Hansteen som ble bygget av Hertel/HHI i Rotterdam. Mot slutten av 2015 ble boligkvarteret sendt ut på en 11 000 nautiske mil lang reise, fra Nederland til Hyundai Heavy Industries Ulsan-verftet i Sør Korea. Transportetappen tok 39 dager. Boligkvarteret ble i januar 2016 montert på plattformdekket. Selve monteringsprosessen tok bare noen timer, men det måtte hundre mennesker i sving for å få det til. Det åtteetasjes høye boligkvarteret har blitt utviklet for å overholde påkrevet standard (NORSOK), og for å takle de ekstreme værforholdene som kan oppstå så langt nord. Aasta Hansteen boligkvarteret måler 50 ganger 25 meter, har en total vekt på omtrent 3 200 tonn og har plass til 108 mennesker. Modulen består blant annet av en sykestue, kjøkken, kantine, treningsrom, oppholdsrom, badstue, kino, vaskerom, møterom og kontorområder, samt et kontrollrom. Dessuten har modulen et av verdens største aluminiums helikopterdekk. I nødstilfelle, vil tre fritt-fall-livbåter benyttes ved evakuering av plattformen. Fakta Aasta Hansteen Spar er en flytende installasjon bestående av et vertikalt sylindrisk skrog som er forankret til havbunnen med 17 forankringsliner. Installasjonen har et konvensjonelt dekk med prosesseringsanlegg og et boligkvarter med 98 lugarer Den første SPAR-plattformen på norsk sokkel, den største i verden og den første med lagertanker for olje/kondensat Funnet (Luva) av BP i 1997, Statoil operatør fra 2006 Lokalisert 300 km fra land, nordvest for Sandnessjøen i Nordland fylke Nærmeste installasjon (Norne) er 140 km unna, og Nyhamna, som er den nærmeste gassinfrastrukturen med ledig kapasitet, er 500 km unna Gassen er tørr og har lavt CO 2 innhold. Estimerte utvinnbare volum, inkludert Haklang og Snefrid Sør (funnet av Statoil i 2009), er 47 milliarder standard kubikkmeter gass I 2015 ble det gjort tre nye funn etter at Statoil kjørte en ny letekampanje med Transocean Spitsbergen. Funnene som ble gjort er: Snefrid Nord, Roald Rygg og Gymir, med reserver som totalt tilsvarer ca. 20% av de utvinnbare reservene på Aasta Hansteen Figur 3.1: Eiere til Aasta Hansteen. OMV Norge 15% ConocoPhilips Skandinavia 10% Aasta Hansteen Statoil 51% 100 50 0 Operahuset 50 m Frihetsgudinnen 50 m Norsk gass til EU Big Ben 96 m Aasta Hansteen får en viktig rolle i forsyningen av gass fra Norge til Europa. Bakgrunn I EU-landene pågår det for tiden en overgang til et mer fornybart energisystem. Det innebærer en sterk økning i andelen av fornybar energi i EUs energisammensetning, og fornybare energikilder som for eksempel vind- og solkraft varierer i takt med værforholdene. Som en konsekvens av dette, vil forutsigbar grunnlast være viktig for forsyningssikkerheten. I lys av EUs 2030 klima- og energirammeverk, og at naturgass er et forholdsvis lav-karbon fossilt brensel som lett kan lagres, vil gass spille en viktig rolle i en slik energiovergang. EUs Energisammensetning EUs behov for import av gass vil øke frem mot 2030, jamfør EU-kommisjonens egne anslag. Blant de største utfordringene for EU, med hensyn til energisammensetningen, er den betydelige andelen av steinkull og brunkull. Kull står for om lag en fjerdedel av all elektrisitetsproduksjon i EU i dag. Det er en integrert del av EUs energisammensetning, og det er et viktig drivstoff for industrielle prosesser som for eksempel stålproduksjon. De siste årene har flere av medlemsstatene i EU vært opptil 80-95 prosent avhengige av kull i deres energiproduksjon. Kull er et billigere og mer tilgjengelig alternativ enn flere andre fossile brennstoffer, men det er også en energikilde som slipper ut dobbelt så mye klimagasser som naturgass. Importavhengighet i EU Mer enn halvparten (53.5 %) av EUs brutto energiforbruk i 2014 kom fra importerte kilder. EUs egen energiproduksjon er anslått å fortsette å avta med rundt 760 Mtoe i 2015 til rundt 660 Mtoe i 2050. London Eye 135 m Eiffeltårnet 300 m Aasta Hansteen-plattformen 320 m Empire State Building 381 m (443 m) Importerte gassvolum anslås å øke mellom 2015 og 2040. På lang sikt, etter 2040, forventes EUs import av gass å stabilisere seg med 15 prosent over 2010 netto import nivå (fra 309 bcm i 2010 til 369 bcm i 2050). Norsk gass er nøkkelen til EUs energiskifte Norge og EU har en langvarig avtale hva angår energipolitikk. Norge er av EU ansett å være en stabil og pålitelig leverandør av energi. Hele 29.9 prosent av naturgassene som importertes til EU har norsk opprinnelse (innenriks-eu handel er ikke tatt med), sammenlignet med 16.7 prosent fra Russland, 15.0 prosent fra Ukraina og 12.7 prosent fra Hviterussland. Gass importert fra Norge sikrer oppvarming, belysning og varmt vann for omtrent 190 millioner EU-borgere. I tillegg bidrar det til en renere produksjon og industrivirksomhet i EU. Dersom EU skulle erstatte kull og brunkull med norsk naturgass, ville dette resultert i en reduksjon av klimagassutslipp på 50 prosent for hver enhet av energi produsert. Norges olje- og gassproduksjon er verdensledende når det gjelder lave utslipp. Norsk petroleumsproduksjon innebærer om lag 60 prosent mindre utslipp enn det globale gjennomsnittet. For at EU skal nå deres klima- og energimål, vil norsk naturgass være svært viktig. Gass fra Aasta Hansteen-feltet er tørr og har lavt CO2 innhold. Disse egenskapene gjør prosjektet til et perfekt supplement til fornybar energi i EUs energisammensetning, og utgjør derfor en viktig del av EUs overgang til et mer fornybart energisystem. I lys av utviklingen i EUs importavhengighet med hensyn på naturgasser frem mot 2050, som beskrevet ovenfor, har norsk gasseksport potensial til å bidra til verdiskapning i EU gjennom å sikre fortsatt industriell produksjon og forsyningssikkerhet. Wintershall Norge 24% 10 11
Figur 3.2: Illustrasjon: Statoil ASA Asterix ~1300 m Aasta Hansteen Bodø Harstad Lokale aktiviteter Parallelt med byggingen av SPAR-plattformen har det også vært høy aktivitet på Helgeland. I begynnelsen av 2015 plasserte konstruksjonsfartøyet Havila Subsea 17 stasjoner på havbunnen i Aasta Hansteen-feltet som navigasjon for plassering av de 20 meter høye sugeankerene produsert av Momek. I juli ble første utskiping fra Momek og Rana Industriterminal gjort med skipet Skandi Acergy, operert av Subsea 7. Aker Egersund avdeling Sandnessjøen har produsert tre bunnrammer som ble installert på feltet av undervannsentreprenøren EMAS og subsea-konstruksjonsskipet Boa Sub C. Aldri før har installasjon av subsea-strukturer blitt gjennomført på tilsvarende havdyp på norsk sokkel. Subsea 7 og skipet Seven Oceans gjennomførte installasjon av rørledninger og stigerør på Aasta Hansteen-feltet i 2016. I løpet av et par uker i juni hadde Normand Oceanic fått på plass ekspansjonsrørssløyfene. Sammenkoblingsjobben ble gjort av Seven Viking, før det ble utført spyling og trykktesting av rørene. Rørene ble også fylt med nitrogen slik at de er klare når plattformen ankommer. Seven Viking koblet Polarled sammen med stigerøret som skal sende ferdigprosessert gass fra Aasta Hansteen til Nyhamna. Gjennom arbeidet utført av Seven Viking var de to store prosjektene i kontakt med hverandre for første gang. Sist ut på Aasta Hansteen-feltet i 2016 var Skandi Skansen som monterte forankringsliner i form av fibertau som skal holde plattformen på plass. Disse ble festet til sugeankerene fra Momek på havbunnen. Totalt hadde Normand Oceanic, Seven Viking og Skandi Skansen 17 anløp til Sandnessjøen i 2016, noe som førte til mye aktivitet på basen og i lokalmiljøet ellers. ~400 m Double Tee Arctic circle 66.5 36 Mo i Rana Sandnessjøen Victoria Zidane Fogelberg Tee Heidrun Brønnøysund Kristin Linnorm Draugen Namsos 36 Nyhamna Molde Kristiansund Trondheim Basen på Helgeland Foto: ASCO Sandnessjøen 12 13
4. Vare- og tjenesteleveranser til Aasta Hansteen-utbyggingen Det har vært betydelige nasjonale leveranser til de fleste deler av utbyggingsprosjektet. Norske leveranser er kommet opp til 8,8 milliarder kroner i perioden fram til og med 2016. Det er utsikter for ytterligere norske leveranser tilsvarende 4,7 milliarder kroner. Løft av boligkvarter. Foto: Statoil ASA 1 Levert, Kunnskapsparken Bodø Kapitelet bygger på informasjon innhentet gjennom møter og telefonintervjuer med hovedkontraktører og underleverandører. Oppdragsgiver har også vært behjelpelig med mye informasjon. For å sikre at vi fanger opp alle lokale og regionale leveranser er det lagt inn spørsmål om leveranser til Aasta Hansteen i den årlige Levert-undersøkelsen 1. Prosjektledelse og studier Budsjettert kostnad til prosjektledelse er 2,6 milliarder kroner, med en norsk andel på 98 %. Statoil har mye personell som følger opp arbeidet på verftet i Korea. Ved utgangen av 2016 var det påløpt kostnader til prosjektledelse på om lag 1,9 milliarder kroner. Det er Statoil sitt Stjørdal kontor som leder gjennomføringen av utbyggingen, mens Statoil sitt kontor i Harstad skal ha driftsorganisasjonen til feltet. Også i utbyggingen er en rekke personer i Harstad involvert i planleggingen. Om lag 5 % av kostnadene ved prosjektledelsen i utbyggingsfasen kan knyttes til personer som arbeider ved Statoil sitt kontor i Harstad. I et slikt utbyggingsprosjekt gjennomføres det flere studier og verifikasjoner. DNV har vært involvert, i tillegg til flere utenlandske aktører. I Nord-Norge har Petro Arctic gjort noen mindre studier for å kartlegge aktuelle leverandører og leveransemuligheter for lokale leverandører. I Harstad har Polarkonsult bidratt med studier for Statoil. Dette er også mindre oppdrag. Prosjektering Budsjetterte kostnader for prosjektering av Aasta Hansteen var 4,3 milliarder 2011-kroner. Inkludert i dette er både prosjektering av plattform og undervannsutstyr. Ved utgangen av 2016 er det avtalefestet prosjekteringsarbeid for i overkant av 5,2 milliarder kroner. Av dette utgjør norske leveranser om lag 534 millioner kroner. Overskridelsen på 900 millioner kroner skyldes i hovedsak forsinkelsene i prosjektet, og behov for personell over en vesentlig lengre periode knyttet til prosjektering enn hva det opprinnelige budsjett la til grunn. Årsaken til den relativt lave norske andelen er at de største prosjekteringskostnadene ligger hos hovedkontraktørene med ansvar for plattform og skrog. CB&I har hatt ansvaret for detaljprosjektering for SPAR-topside (oppdrag fra HHI), mens prosjekteringsarbeidet for skroget til SPAR-plattformen er utført av Technip i USA. Den norske andelen ligger hos leverandørene av undervannsutstyr. Som vist i tabell 4.4 på side 18 er det ikke budsjettert for regionale eller lokale leveranser i forbindelse med prosjekteringsarbeid, og det er heller ikke avdekket lokale eller regionale ringvirkninger tilknyttet prosjektering. Bygging av flyteren Foreløpige beregninger viser påløpte kostnader på 13,8 milliarder kroner for bygging av SPAR-plattformen, men fremdeles gjenstår det mye arbeid. Sannsynligvis vil de totale kostnadene for plattformen inkludert sammensetning beløpe seg på om lag 15,6 milliarder kroner. Den norske andelen er på 19,4 % av de påløpte investeringene per desember 2016. Det er fremdeles en del norske leveranser som ikke er godt nok dokumentert. Dette er leveranser til HHI sine store internasjonale underleverandører. En mer fullstendig oversikt over disse vil inngå i den neste ringvirkningsrapporten. Fabrikasjon og innkjøp av prosessutstyr Selv om byggearbeidet til flyteren gikk til utlandet, er fortsatt mye av innholdet norsk. Gjennom studien har vi avdekket at det er inngått avtaler om norske leveranser til HHI og Technip for om lag 2,6 milliarder kroner, det vil si 33 % av kontraktene til fabrikasjon og innkjøp av prosessutstyr. Av de inngåtte avtalene var det utført leveranser for om lag 2,4 milliarder kroner i perioden fram til og med 2016, mens de resterende leveransene kommer i 2017. Norske leveranser til plattformdekket Våre data viser at 45 norske bedrifter har hatt leveranser for til sammen 1,831 milliarder per desember 2016 til plattformdekket. I tabell 4.1 har vi sortert de totale leveransene per leverandør, for å kunne vise størrelsen på de norske Tabell 4.1: Størrelse på leveransene fra norske leverandører til plattformdekket. Størrelse på totale leveranser fra de norske bedriftene Antall bedrifter > 100 MNOK 4 50 75 MNOK 7 30 50 MNOK 6 10 30 MNOK 10 5 10 MNOK 8 < 5 MNOK 9 Totalt 45 14 15
leveransene til plattformdekket. En leverandør kan ha hatt flere ordrer. Leveransene av de aller største og mest kostbare komponentene har i stor grad gått til andre europeiske land, hvor blant annet Italia har store leveranser. I tabell 4.2 har vi kategorisert leveransene etter hvilke disipliner leveransene hører inn under. Tabell 4.2: Norske leveranser til plattformdekket kategorisert etter disiplin Disiplin Beløp Arch 274,3 E&I 296,1 Inst 184,3 Mechanical 858,3 Piping 139,0 Safety 61,3 Structure 18,4 Sum 1 831,7 46,8 % av de norske leveransene til plattform-dekket er innenfor disiplinen Mechanical. Inkludert i denne kategorien er flere leveranser av ulike pumper, tanker og kompressorer. Innenfor disiplinen Electrical and Instrumentation (E&I) finner vi leveranser av målesystemer, brann- og gassdetektorer, sendere og annet prosessutstyr. Arch er en disiplin hvor vi finner leveranser av livbåter, evakueringsutstyr, sample cabinets, heiser og løfteutstyr. I denne listen med norske leverandører var det ingen regionale eller lokale selskaper representert. Norske leveranser til boligkvarteret Bygging av boligkvarteret inngår i leveransen til HHI, hvor Hertel står for byggingen. Byggingen ble utført i Sciedam i Nederland. Til boligkvarteret er det levert over 100 små og store utstyrspakker fra leverandører over hele Europa. Det er flere norske leveranser til denne delen av prosjektet, og fra regional leverandørindustri har Rapp Bomek levert branndører. Norske leveranser til skrog Konsortiet HHI/Technip som har hovedkontrakten på byggingen av skroget har også benyttet flere norske underleverandører. Avtalefestede leveranser utgjør om lag 750 millioner kroner, hvorav om lag 75 % er levert ved utgangen av 2016. I tabell 4.3 har vi sortert leveransene etter størrelse på oppdragene for de ulike norske leverandørene til skroget. Tabell 4.3: Størrelser på oppdrag til norske leverandører til skroget. Størrelses på totale leveranser fra de norske bedriftene Antall bedrifter > 50 MNOK 5 30-50 MNOK 3 10-30 MNOK 3 5-10 MNOK 3 < 5 MNOK 11 Totalt 25 Sammensetning og ferdigstilling Statoil har gitt Kværner Stord oppdraget med ferdigstilling av plattformen etter at dekk og skrog er sammenstilt. Dette arbeidet skal gjøres i fjerde kvartal 2017 og første kvartal 2018 i Digernessundet i nærheten av Kværners verft på Stord. Plattformen vil taues til feltet i løpet av 2. kvartal 2018 og oppkobling av havbunnsutstyr mot plattformen og ferdigstilling/klargjøring gjennomføres for produksjonsstart i 4. kvartal 2018. Ferdigstillelsesarbeidet forventes i stor grad å bli gjort av norske leverandører. Det vil sannsynligvis også være behov for bistand fra utenlandske utstyrsleverandører til testing av prosessutstyr. Innkjøp av bulkmaterialer I investeringsbudsjettet er det estimert kostnader til bulk på om lag 3,1 milliarder 2011- kroner. Oversiktene fra de store internasjonale hovedkontraktørene viser at det ved utgangen av 2016 var påløpte kostnader til bulk på om lag 2 milliarder kroner. Dette er i hovedsak utenlandsk verdi skaping. I forkant var det lagt inn forventninger om at 15 % av disse leveransene ville være norske, med en regional andel på 5 %, hvorav det aller meste er knyttet til lokale leverandører. I tallene som rapporteres nå er det ikke rapportert norsk verdiskaping innenfor kategorien bulk. Det mest vesentlige av norsk verdiskaping tilknyttet bulk forventes å komme når installasjonsfasen starter. Det vil da være behov for flere typer leveranser når plattformen skal settes sammen og installeres på feltet. Det forventes da også at det gjøres en del innkjøp på Helgeland som vil være med på å skape lokale ringvirkninger. I forbindelse med de marine operasjonene som er gjennomført i 2016 er det synlige bulk-kostnader tilknytt et Subsea 7 sin aktivitet. Disse er inkludert i tallene for marine operasjoner. Det vil også skapes ringvirkninger innen kategorien bulkleveranser når boring og brønn aktiviteten igangsettes mot slutten av 2017. Marine operasjoner Subsea 7 har hatt oppdraget med gjennomføring av de marine operasjonene. I investeringsbudsjettet er det estimert kostnader for 1,030 milliarder kroner til denne oppgaven. Det er inngått avtaler for om lag 1,100 milliarder kroner hvorav påløpte kostnader ved utgangen av 2016 lå på 800 millioner kroner. Norsk verdiskaping ved de marine operasjonene er høye. I følge Subsea 7 er det i all hovedsak norske leveranser. Våren og sommeren 2016 har Subsea 7 hatt fem fartøyer på feltet i nær 200 døgn. Fra fartøyet Seven Ocean ble alle rørledninger og kontrollkabler koblet opp mot dypvannstrukturene Installeringsarbeid ble utført av Normand Oceanic som gjorde mye av strukturinstallasjonen Seven Viking hadde jobb med oppkobling og testing Skandi Acergy som gjorde struktur installasjonen Skandi Skansen installerte forankringssystemet på sjøbunnen I løpet av 3 måneder i 2015 og 5 måneder våren og sommeren 2016 ble rørledninger, stigerør og ekspansjonsrørsløyfer (spooler) installert og koblet sammen med havbunnsrammene og styringskablene som ble installert i 2015. Subsea 7 har trykktestet rørledningene, klargjort for produksjon i tillegg til å gjennomføre plassering av forankringslinene på havbunnen. Neste oppgave for Subsea 7 vil bli å koble opp ankerlinene som ligger der når plattformen kommer ut på feltet i 2018. I tillegg skal Subsea 7 trekke inn stigerørene som ligger klar på sjøbunnen. Subsea 7 sin jobb har ikke vært rammet av de forsinkelsene som er kommet i andre deler av prosjektet. I følge Subsea 7 er Aasta Hansteen et komplisert oppdrag som følge av at installasjonssesongen er kortere enn hva som er vanlig, i tillegg til at været er mer uforutsigbart. Dybde og avstand til land er andre faktorer som er med på å gjøre prosjektet spesielt. Lokale leveranser utgjør om lag 33 millioner. I tillegg kommer kostnadene ved bruk av ASCO-basen lokalisert i Sandessjøen. Subsea 7 har ansvaret for uttauingen av plattformen fra Stord og ut til feltet. Jobbene vi gjorde for Subsea 7, som har ansvar for de marine operasjonene, har vært mye mer intens enn det vi er vant med på regulær forsyningsaktivitet. For vår del innebar det ofte døgndrift, og når det i tillegg skjer midt i ferieavviklingen så krever det god planlegging og god dialog med kunden. Oppdragene gikk over all forventning, og vi synes det er positivt å bli utfordret, sier Ståle Edvardsen, basesjef for ASCO Sandnessjøen. Edvardsen beskriver omfanget av avtalen med Subsea 7 som større enn det de var blitt skissert. Erfaringsmessig skaper denne typen prosjektaktivitet ofte mer aktivitet enn forventet. Dette har også vært tilfellet for prosjektaktiviteten ASCO har levert for Subsea 7 sommeren 2016, siden scope of work ble noe økt i forhold til opprinnelige planer. Subsea 7 har landsdekkende leverandører som igjen benytter sine lokale underleverandører for å forsyne båtene med for eksempel fuel. Undervannsutstyr Norske selskaper innenfor undervannsutstyr er svært konkurransedyktige på det internasjonale markedet. Dette ser vi også i Aasta Hansteen prosjektet hvor Aker Solutions og Subsea 7 Norway vant de største kontraktene. Aker Subsea leverer undervannsproduksjonsanlegget til Aasta Hansteen, mens Subsea 7 i tillegg til de marine operasjonene har prosjektering, anskaffelse, og installering (EPCI) av strømningsrør og stålstigerør, samt anskaffelse av umonterte rør for strømningsrørdelen av EPCI-kontrakten. EMAS hadde ansvaret for installasjon av bunnrammene som Aker Solutions har produsert. Deep Ocean hadde ansvar for innkjøp, installasjon og legging av en fiberoptisk kabel. I investeringsbudsjettet er det estimert en kostnad på om lag 2,6 milliarder 2011-kroner til undervannsutstyr, med en norsk andel på 75 %. Regional andel var estimert til 3 %. Gjennom studien er det foreløpig avdekket avtalefestede norske leveranser for om lag 2,4 milliarder kroner. Lokale leveranser utgjør 372 millioner kroner. Undervannsinstallasjonen blir bygget av Aker Subsea. Omfanget av arbeidet innen subsea produksjonssystem omfatter tre template-manifold strukturer, åtte undervanns ventiltrær, i tillegg til brønnhoder, kontrollsystemer, brønnoverhaling og tie-in systemer. Management, engineering og procurement utføres ved Aker Solutions sitt hovedkontor på Fornebu. Fabrika sjon av subseatrær og workoversystemer ferdigstilles ved Tranby produksjonssenter. Aker Solutions sine anlegg i Egersund og Sandnessjøen har stått for produksjonen av templatemanifolders. Aker Solutions sitt anlegg i Aberdeen i Storbritannia har levert kontrollsystemer og brønnhoder. Ved Aker Egersund 16 17
sin avdeling i Sandnessjøen ble det bygget tre templates til Aasta Hansteen i 2015 hvor hver konstruksjon veide 850 tonn. I toppene var det opp mot 100 mann i aktivitet på dette prosjektet lokalt. Arbeidet ved Akers miljø i Sandessjøen beskrives som kjent teknologi og arbeid de har erfaring med å utføre gjennom mange tidlig ere oppdrag. For vårt miljø i Sandnessjøen er dette kjent arbeid. Vi har bygd store strukturer i stål her siden 80- tallet, både for offshore og landbasert industri. Alt fra flamme tårn, subseastrukturer og ulike moduler off shore er sånn sett kjent for oss, sier prosjektleder Gisle Larsen ved Aker Egersund avdeling Sandnessjøen. Subsea 7 har også bidratt til betydelige nasjonale og lokale ringvirkninger. Det er Subsea 7 på Vigra som har designet og kjøpt inn rørene som benyttes. I forbindelse med Aasta Hansteen er det benyttet en helt ny rørteknologi. Subsea 7 forteller at de har en bevisst strategi om å være en god samfunnsaktør som bidrar til ringvirkninger i lokalsamfunnene hvor de utfører en jobb. Blant lokale leverandører er det spesielt Momek og Aker Egersund avd. Sandnessjøen som har hatt større leveranser til Subsea 7. Momek leverte 25 sugeankre til Aasta Hansteen. 17 av ankrene skal benyttes til oppankring av plattformen, mens de øvrige benyttes til forankring av stigerørene. Denne leveransen var nærmere beskrevet i den innledende studien. Aker Egersund avd. Sandnessjøen har produsert spoler og løfteåk i oppdrag fra Subsea 7. Prosjektet ble kalkulert og styrt fra Sandnessjøen, men med blant annet engineeringstøtte fra Egersund. Oppmålingene av rørene ble gjort offshore, data ble sendt inn til oss, og vårt oppdrag var å lage rør som passet perfekt inn på havbunnen. Fra oppmålingsdata var på plass til spoolene skulle leveres hadde vi 10 dager på oss. Det var mange fagområdet involvert, alt fra sveis til coating, dimensjonskontroll og trykktesting. Vi hadde døgnkontinuerlig bemanning i fasen arbeidet pågikk, og leveransen gikk veldig bra. De siste spoolene ble faktisk levert på bare 7 dager, sier prosjektleder Gisle Larsen ved Aker Egersund avdeling Sandnessjøen. Styringskabler Aker Solutions og Deep Ocean hadde oppdraget med leveranser av styringskablene. Leveransen fra Aker Solutions inkluderte design, engineering og fabrikasjon av dynamiske og statiske styringskabler, riser base og annet utstyr. Styringskablene ble produsert ved Aker Solutions fasiliteter i Moss, med ingeniørstøtte og prosjektledelse fra Aker Solutions i Oslo. Riser base ble laget ved Aker Solutions i Egersund. Deep Oceans leveranse omfattet procurement, installasjon og legging av styringskablene. I investeringsbudsjettet ble det lagt til grunn en kostnad på 819 millioner kroner, mens faktiske kostnader ble 430 millioner. Den norske andelen av kostnadene tilknyttet styringskabler utgjør om lag 33 %. Det er lite synlige regionale og lokale ringvirkninger tilknytning leveransen av styringskablene Feltinterne rørledninger Feltinterne rørledninger importeres. Det er per 2016 påløpt en kostnad på 107 millioner kroner til disse rørledningene som skal gå mellom undervannsinstallasjonene og flyteren. Norsk andel av leveransene utgjør 14 %. Boring og brønn Oppstart boring og brønn blir i slutten av 2017 starten av 2018. Det er inngått kontrakt med Transocean Spitsbergen ASA. Kontrakten er brønnbasert, ikke tidsbasert, og innbefatter seks faste brønner, med opsjoner på inntil seks enkeltvise brønner i etterkant. Foto: Aker Solutions Inv. budsjett Avtalte lev 31.12.2016 Påløpte kostnader 2016 Budsjettert Norske lev Avtalte Norske lev Budsjettert regionale lev Avtalte regionale lev Budsjettert lokale lev. Helgeland Avtalte lokale lev. Helgeland % Beløp % Beløp % Beløp % Beløp % Beløp % Beløp Prosjektledelse 2 691 2 697 1 892 98 % 2 637 100 % 2 697 0 0 8 % 213 0 0 0 0 Foto: Statoil ASA /Eva Sleire Prosjektering 4 321 5 239 5 049 45 % 1 944 10 % 534 0 6 0 0 0 0 0 0 Fabrikasjon og prosessutstyr 10 927 8 034 7 112 20 % 2 185 33 % 2 657 2 % 50 0 6 50 % 25 0 0 Bulkleveranser 3 104 2 003 2 003 15 % 466 0 % 0 5 % 23 0 0 75 % 17 0 0 Sammensetning og ferdigstillelse 262 954 54 80 % 210 100 % 954 20 % 42 0 0 100 % 42 0 0 Sum Plattform 14 293 10 991 9 169 2 861 3 611 115 6 84 0 Marine operasjoner 1 030 1 107 829 80 % 824 100 % 1 107 10 % 82 5 % 63 100 % 82 100 % 63 Undervannsutstyr 2 656 3 446 3 355 75 % 1 992 71 % 2 470 3 % 60 16 % 372 80 % 48 100 % 372 Styringskabler 819 430 430 30 % 246 33 % 144 0 0 1 % 2 0 0 100 % 2 Infield rørledninger 1 516 107 107 40 % 606 14 % 15 0 0 0 0 0 0 0 Boring og brønn 4 021 2 781 547 65 % 2 614 100 % 2 781 5 % 131 0 0 95 % 124 0 Sum undervanns installasjoner, boring og brønn Alle tall i mill kroner 9 012 6 764 4 439 5 458 5 410 191 374 172 374 Logistikk 85 128 0 100 % 85 100 % 128 70 % 60 0 0 100 % 60 0 0 Forsikring 590 318 312 40 % 236 20 % 64 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 32 022 27 244 21 690 44 % 14 045 49 % 13 550 3,2 % 454 4,8 % 656 88 % 398 67 % 437 Tabell 4.4: Sammenligning av leveranser i forhold til målsetting. Første kolonne i tabell 4.4 viser det opprinnelige investeringsbudsjettet i 2011-kroner. Kolonne to viser en oversikt over inngått avtaler for de ulike kostnads postene per 31.12.2014. Kolonne tre viser påløpte kostnader per 31.12.2016. Deretter viser tabellen budsjettmål i forhold til norske leveranser samt en oversikt over inngåtte avtaler for norske leveranser for prosjektperioden. Tilsvarende presenteres andelen regionale og lokale leveranser. Dette er leveranser som er inngått direkte med Statoil eller med deres hovedkontraktører. 18 19
5. Polarled den første gassrørledningen som krysser Polarsirkelen I september 2015 ble det siste røret i den 482,4 kilometer lange gassrørledningen Polarled lagt. Polarled er nå klar for oppkobling så snart Aasta Hansteen-plattformen kommer ut på feltet i 2018. I september 2015 ble det siste røret i den 482,4 kilometer lange gassrørledningen Polarled lagt. Rørledningen som opprinnelig hadde et investeringsbudsjett på 10,8 milliarder kroner (utenom forsikring) viste seg å bli betydelig rimeligere enn først antatt. Avtalefestede leveranser er 6,4 milliarder kroner, hvor påløpte kostnader per 2016 utgjør 6,142 milliarder kroner. Polarled ligger nå klar til oppkobling når Aasta Hansteen kommer til feltet. God planlegging, markedskunnskap, leverandørbetingelser, synergier med andre store prosjekter og utførelse er de viktigste forklarings faktorene til at prosjektet er gjennomført til en kostnad langt under budsjett. Pipe laying Solitaire Foto: Statoil/Eva Sleire I det opprinnelige investeringsbudsjettet var det estimert norske leveranser for om lag 3,9 milliarder 2011- kroner, noe som utgjør 35 % av investeringskostnadene. Kostnadsoversiktene viser at norske selskaper har avtale festede leveranser på 2,8 milliarder kroner, det vi si 44 % av den totale investeringen. Den norske andelen er altså høyere enn de forventningene som var knyttet til det opprinnelige budsjettet. Gjennom studien har vi kartlagt regionale leveranser for 623 millioner kroner, hvorav 475 millioner kroner er lokale leveranser. I konsekvensutredningen til Polarled var det ikke utført beregninger på lokale/ regionale leveranser fordi det var for mye usikkerhet om hvorvidt rørbeskyttelse og/eller mellomlagring skulle skje i Norge. Det ble antydet at mellomlagring av rør kunne gi en lokal verdiskaping på 110 millioner 2011-kroner, og at lokal rørbeskytt else ville kunne bidra til en lokal verdiskap ing i størrelsesorden 200 millioner 2011- kroner. Rørledningen ble lagt i en 6-månedersperiode av det nesten 400 meter lange rørleggings-fartøyet Solitaire fra Allseas. I tillegg til arbeidet med selve Polarled ble det gjort store oppgraderinger på mottaksterminalen i Nyhamna, men disse kostnadene fremgår ikke av det som rappor- Polarled sikrer fremtidige behov Fra Nyhamna i Møre og Romsdal til Aasta Hansteen feltet, 300 km fra Bodø. I Nyhamna føres gassen til landanlegget hvor det tilkobles Langeled-systemet Polarled har en viktig rolle gjennom å skape fleksibilitet med eksisterende gasstransportløsninger, stabil produktkvalitet, markedsfleksibilitet og større eksportregularitet Polarled er med på å styrke Norges posisjon som en pålitelig leverandør av gass til det europeiske gassmarkedet Polarled er den dypeste rørledningen på norsk sokkel, i tillegg til å være den første som krysser polarsirkelen Vanndybder er 1 260 meter. Aldri før har en rørledning med denne diameteren vært lagt på en slik dybde Røret er lagt i en rute slik at den unngår korallrev og større steiner Polarled består av mer enn 40 000 rør på 12 meters lengde Ledningen er 482 km lang, og har en diameter på 36 tommer Polarled har 6 tilkoblingspunkter som gjør det mulig å koble på fremtidige felt Opereres av Gassco Driftslevetid 50 år teres her. Både innen industrien, bygg- og anlegg og rørlegg ing ble det tidlig oppnådd betydelig aktivitet nasjonalt og regionalt fra rørleggingsprosjektet, både gjennom selve fabrikasjonsarbeidet og gjennom de marine operasjoner som inngår i arbeidet. Polarled-teamet I et stort utbyggingsprosjekt som Polarled representerer, har man behov for mange leverandører og samarbeidspartnere. Vi gir her en kort oversikt over hvem som har vært involvert og på hvilke områder. Prosjektledelse Statoil sitt prosjektteam i Stavanger på om lag 30 personer har hatt ansvar for ledelse og oppfølging av Polarled-prosjektet. Engineeringen ble utført av Rambøll Oil & Gas i Danmark. Reinertsen Engineering i Trondheim hadde ansvaret for tredjeparts verifisering. Norske ringvirkninger som følge av engineeringdelen av prosjektet utgjorde en ubetydelig del av det samlede oppdraget. Prosjektets største tekniske utfordringer var svært ujevn sjøbunn og stort dyp. Det har ikke tidligere vært installert et så stort rør (36 ) på så stort dyp. I investeringsbudsjettet er det estimert en kostnad på om lag 700 millioner til prosjektledelse og prosjekteringen for hele Polarled-prosjektet. Faktiske kostnader er litt i overkant av 400 millioner kroner. Det er ingen lokale/regionale ringvirkninger forbundet med prosjektledelse eller de studier som er gjort i forbindelse med dette arbeidet. Fabrikasjon I investeringsbudsjettet er fabrikasjons-kostnadene estimert til 6,2 milliarder kroner. Avtalefestede kostnader til fabrikasjon utgjør 3,578 milliarder kroner, hvorav det er norske leveranser for 948 millioner kroner. Det er hovedsakelig Kongsberg Oil & Gas Technology og Wasco som har bidratt til norske ringvirkninger innenfor fabrikasjon. Kartlagte regionale leveranser innenfor fabrikasjon utgjør 580 millioner kroner, mens de lokale leveransene var 552 millioner kroner. Følgende leverandører har hatt fabrikasjonsleveranser til Polarled: Marubeni Itochu/JFE har stått for fabrikasjon av rørene. Det er ingen kjente norske ringvirkninger som følge av denne avtalen. Kongsberg Oil and Gas Technology (NEMO) hadde EPC-oppdrag med å levere endemodul og T-kobling er (Engineering og produksjon). Den totale fabrikasjonskontrakten for Polarled ble utført på Kongsbergs eget fabrikasjonsverksted i Drammen. Innkjøp fra utland utgjorde en liten andel av prosjektsomfanget. Det meste av deres innkjøp ble gjort i Norge, og da hovedsakelig fra Østlandsområdet. Engineeringen ble gjort ved Kongsberg 20 21
Legging av rør Foto: Statoil ASA / Eva Sleire Oil and Gas Technology sitt hovedkontor i Asker. De største underleverandørene i denne delen av oppdraget var Aker og Nemotech, samt FMC. Weldservices hadde et lite fabrikasjonsoppdrag som bidro til norske ringvirkninger. Andre utstyrsleverandører til Polarled var det britiske selskapet Freudenberg (tidligere Vector) og det italienske selskapet Petrovalves. Dette utgjorde mindre utstyrsoppdrag, hvor det ikke ble identifisert norske underleverandører. Wasco i Malaysia hadde oppdraget med å påføre det ytre korrosjonsbelegget og det indre flytforbedringsbelegget, samt produksjon av offer anoder. Deretter ble rørene sendt til Wasco sitt produksjonsanlegg i Mo i Rana for påføring av et utvendig betongvektbelegg for å beskytte rørledningen, samt montering av offer-anodene. Wasco sin avdeling på Mo i Rana har ikke lyktes med å få nye oppdrag siden arbeidet med Polarled ble avsluttet i midten av 2015, og virksomheten er nå nedlagt. Både i etableringsfasen og i perioden hvor det pågikk arbeid med å legge betongvektbelegg på rørene bidro Wasco til betydelige lokale ringvirkninger på Helgeland. Det var betydelig leveranser fra lokale bedrifter i Mo i Rana også i forbindelse med etablering av fabrikasjonslokalene. Rørene ble lagret i Mo i Rana og Kristiansund fram til leggeoperasjonen som startet i mars 2015. Halvparten av rørene til Polarled ble skipet ut med båter fra Mo i Rana, mens den andre halvdelen ble skipet ut fra Kristiansund hvor de ble mellomlagret på Vestbase, Averøy. Frakt av 40 000 rør fra Kristiansund og Mo i Rana ut til utbyggingsområdet for Polarled skapte stor båttrafikk, som igjen skapte lokale ringvirkninger. Vestbase AS inngikk en avtale med Wasco Coatings Norway om mellomlagring av gassrør til Polarled på selskap ets arealer på Averøy. Det ble i perioden oktober 2014 til august 2015 mellomlagret om lag 20 000, 36 tommer i diameter og 12 meter lange betongbelagte rør, på området. Total tonnasje som ble skipet inn/ut over Vestbase Averøy sin nye kai på Hestvikholmen var om lag 500 000 tonn. Marine operasjoner, etablering av rørledninger inklusiv installasjoner Kostnadene tilknyttet marine operasjoner, etablering av rørledningen og installasjoner er i investeringsbudsjettet beregnet til 3,9 milliarder 2011-kroner. Faktiske påløpte kostnader ved slutten av 2016 utgjør 2,1 milliarder kroner, mens avtalefestede kostnader til marine operasjoner er om lag 2,4 milliarder kroner. Det gjenstår noe arbeid med påkobling når flyteren kommer ut til feltet. Kartlagte regionale leveranser tilknyttet marine operasjoner utgjør 43 millioner kroner, mens de lokale leveransene var 23 millioner kroner. Vi ønsker å presisere at det er en del usikkerhet blant hovedkontraktørene om hva den faktiske størrelsen på de lokale leveransene er. Marine operasjoner I konsekvensutredningen var marine operasjoner beregnet til 3,9 milliarder 2011-kroner. Gjennom studien har vi avdekket påløpte kostnader ved utgangen av 2016 til marine operasjoner i størrelsesorden 2,1 milliarder kroner. Det gjenstår noe arbeid innenfor marine operasjoner som skal utføres når SPAR-plattformen kommer ut på feltet og rørledningen skal kobles til plattformen. Avtalefestede leveranser utgjør 2,4 milliarder kroner. Følgende aktører har vært involvert i arbeidet med de marine operasjonene, etablering av rørledninger inklusiv installasjoner: Allseas (Delft, Nederland) hadde ansvaret for installasjon av rørledningen. Installasjonsarbeidet ble gjort i perioden mars september 2015 av fartøyet Solitaire, et av verdens største fartøy innenfor denne type rørlegg ing. Allseas gjennomførte engineeringarbeidet ved sitt kontor i Nederland. På Solitaire ble sammensveisingen av rørseksjonene utført. Arbeidet begynte i Nyhamna og pågikk langs hele traseen fram til Aasta Hansteen. Fartøyer (norsk eide fartøyer hyret inn av Statoil) forsynte Solitaire med rør kontinuerlig underveis. De innleide fartøyene som gikk i skytteltrafikk med frakt av rør ut til Solitaire fra Kristiansund og Mo i Rana bidro til store lokale ringvirkninger på begge stedene. Den store båttrafikken krevde både bunkring, forsyninger, proviant og andre servicetjenester. Det er beregnet at norske leveranser til Allseas utgjør om lag 14 % av deres kontrakt. Halliburton har hatt ansvar for levering av utstyr til Nyhamna for å gjennomføre commissioning. Hoved delen av aktiviteten er knyttet til klarlegging etter at rørene er lagt med klargjøring og testing av hele rørledningen for å sikre at denne fungerer etter spesifikasjonen og er tett. Lokale og regionale ringvirkninger er knyttet til at det er mye personell og utstyr som anvendes i disse operasjonene med base Nyhamna. Statoil har rammeavtaler med DOF Subsea og Deep Ocean som hadde oppdraget med servicetjenester og lettkonstruksjonsarbeid tilknyttet Polarled. DOF Subsea og Polarled Inv.budsjett Avtalte lev (totalt norge og utland) 31.12.2016 Deep Ocean er norske rederier som har norsk mannskap om bord. Begge jobbet i sine perioder med leggestøtte til Solitaire. Deep Ocean handlet det meste av utstyr i eget nærområde i Haugesund. De ga også større ringvirkninger i Kristiansund hvor de var en måned i forbindelse med leggestøtten. Deep Ocean benyttet et fartøy som ble leid av Volstad Shipping i Ålesund. Innkjøp av proviant gikk gjenn om Volstad shipping og kommer fra utlandet. DOF Subsea benyttet Kristiansund som base fordi det ga kortest seilingstid. Proviant ble kjøpt inn lokalt. DOF Subsea brukte en del underleverandører i forhold til utstyr, stort sett fra Bergensområdet. Langs hele rørledningen ble det utført steindumping. Dette ble gjort i forbindelse med øvrig installasjon på sjøbunnen. Arbeidet ble delt i «pre-lay» som ble utført i 2014 og «post-lay» som ble sluttført i 2015. Totalt steinbehov var estimert til om lag 630 000 tonn. Oppdraget med steindumping ble tildelt Van Oord Offshore og Boskalis Offshore Tideway Joint Venture. Steindumpingen var svært viktig både for å stabilisere, men også beskytte rørledningen og andre subseainstallasjoner. Technip har fartøy for RFO-operasjoner ved ende modul, og PLEM (Pipeline End Manifold) på Aasta Hansteen enden på røret. I tillegg har de ansvar for operasjon av ven tiler, overvåking av gassfylling, fjerning av pigger. Subsea 7 sin avtale med Statoil omfatter fartøy ved installasjon av Pipeline End Manifold, og tie-in av rørledningen til denne. Drift av Polarled Gassco er operatør av det norske transportsystemet for gass. De overtok ansvaret for drift og vedlikehold av Polarled-røret fra 1. mai 2017. Gassco var delaktig i planleggingsfasen, og hadde ansvar for prosjektet frem til konseptvalg. Da overtok Statoil ansvar for prosjektet frem mot investeringsbeslutning og gjennomføring. Gassco s ansvar som operatør innebærer bl.a. teknisk drift, administrasjon av kapasiteten i rørledningen og sikring av leveransene. Planen er at Gassco vil overta operatøransvaret for Nyhamna-anlegget fra ca. 1. oktober 2017. Avtalte Norske lev Avtalte regionale lev Avtalte lokale lev % Beløp % Beløp % Beløp Prosjektledelse 700 425 87 % 370 0 % 0 0 0 Fabrikasjon 6 200 3 578 26 % 948 72 % 580 96 % 552 Marine operasjoner, etablering av rørledning inklusiv installasjoner 3 900 2 417 61 % 1 473 3 % 43 53 % 23 Fabrikasjon 300 300 0 % 0 0 % 0 0 % 0 Sum 11 100 6 720 41,5 % 2 791 623 0 575 Tabell 5.1: Totale direkte ringvirkninger som følge av utbyggingen. Alle tall i mill kroner 22 23
6. Ringvirkninger for basene Basene i Sandnessjøen og på Averøy er viktige støttespillere for mange av aktørene som har vært og er involvert i Aasta Hansteen- og Polarled-utbyggingen. Sandnessjøen ble i 2013 valgt som forsyningsbase for Aasta Hansteen. Kriterier som ble vektlagt i valg av forsyningsbase var funksjonalitet, kostnadseffektivitet og regionale ringvirkninger. Forsyningsbasens oppgaver i utbyggingsfasen: Være forsyningsbase for installasjon av undervannsutstyr som brønnrammer, ventilsystemer og feltinterne rør Være forsyningsbase for arbeidet med forankring og oppkobling av SPAR-plattformen ute på Aasta Hansteen-feltet Betjene en flytende borerigg som borer produksjonsbrønner på Aasta Hansteen-feltet Være mobiliserings- og forsyningsbase for fartøy for konstruksjonsarbeid og testing/klargjøring av Polarled-rørledningen i 2015 og 2017. Prosessen for valg av lokaliseringssted for landbasert støtte til Aasta Hansteen er beskrevet i rapporten «Aasta Hansteen. Lokalisering av landbaserte støttefunksjoner» som er et vedlegg til konsekvensutredningen. Estimatene tilsier vare- og tjenesteleveranser for om lag 30 40 millioner 2012-kroner per år, og en direkte sysselsettingsvekst i størrelse 15 20 årsverk. Inkluderes de indirekte virkningene hos underleverandør betyr det ytterligere 10 årsverk. Valg av Sandnessjøen som forsyningsbase for Aasta Hansteen har gjort at baseområdet er oppgradert i forhold til at det dekker vare- og tjenesteleveranser til tre felt. Aktivitetene rundt basen er en viktig drivkraft i Sandnessjøens regionale utvikling. Brønnøysund ble valgt som helikopterbase for Aasta Hansteen. Siden tidlig på 80-tallet har helikopterbasen i Brønnøysund vært sentral for letevirksomheten utenfor Nordland. Basen har i en rekke år vært ansvarlig for transport av personell til og fra produksjonsskipene Norne og Skarv. Seven Viking ligger til havn i Sandnessjøen. Foto: ASCO Sandnessjøen I utbyggingsfasen skal helikopterbasen i Brønnøysund betjene en borerigg og eventuelle installasjonsfartøyer på feltet med mannskapsskift. I ferdigstillelsesfasen og senere i driftsfasen skal helikopterbasen betjene SPAR-plattformen med personelltransport og eventuell frakt av gods. Sysselsettingseffektene for Helikopterbasen er vurdert som relativt lave. Foreløpige kartlegginger av ringvirkninger og sysselsettingsvirkninger tilknyttet basene er inkludert i beregningene i tabell 4.4 i kapitlet om vare- og tjenesteleveranser til Aasta Hansteen, samt i kapitlet som omhandler sysselsettingsvirkninger. Ringvirkningene er foreløpig ikke kommet opp på det nivå som er estimert i vedlegget til konsekvensutredningen, men det forventes høyere aktivitet når plattformen kommer ut på feltet og boring igangsettes. Samlokaliserte baser i Sandnessjøen På Horvneset like utenfor sentrum av Sandnessjøen ligger forsyningsbasene CCB Helgelandsbase og ASCO Sandnessjøen samlokalisert. I 2016 åpnet Statoil og AkerBP sitt nye subseasenter som er etablert på Helgelandsbase sitt område. Til sammen dekker basene nær 200 000 kvadratmeter. Gjennom de siste 30 årene har Helgelandsbase tilegnet seg betydelig erfaring og relevant kompetanse innenfor service-, forsyning- og logistikktjenester for petroleumssektoren. ASCO Sandnessjøen ble etablert i 2007 og har håndtert logistikkoperasjoner for flere prosjekter, inkludert Norne-skipet og utbyggingsfasen av Aasta Hansteen for Statoil, samt BP Skarv. Statoil og BPs subseasenter i Sandessjøen vil betjene selskapenes aktivitet utenfor kysten av Nordland det vil si tre felt; Norne, Skarv og Aasta Hansteen. Dette inkluderer lagring og vedlikehold av subseautstyr for feltene. Subseasenteret har over 7 000 kvadratmeter i fire haller som rommer både verksted og lagerbygg, totalt er det inngått avtale om leie av 24 000 kvadratmeter inklusive bygningsmassen. Etableringen av dette senteret med de signaler som er gitt fra både Statoil og AkerBP skaper muligheter for leveran dørindustrien i nord. Senteret vil kunne bidra til bedre logistikkløsninger for aktiviteten utenfor Nordlandskysten, den gir nærhet til aktiviteten og representerer muligheter for mer miljøvennlig drift. Nærhet til aktiviteten vil også kunne bidra til reduserte kostnader. Proaktive strategier fra leverandørindustrien i regionen og vektlegging av kontraktsregimer som muliggjør konkurranse fra lokale bedrifter trekkes frem som de to faktorene som vil avgjøre størrelsen på regionale ringvirkninger fra baseaktiviteten. Det ligger allerede et potensial i den aktiviteten som er etablert ved Subseasenteret og basen, og dette potensialet vil bli ytterligere forsterket når Aasta Hansteen settes i drift. Leverandørbedriftene i regionen er opptatt av at systemleverandører etablererer seg eller utfører deler av vedlikeholdet i Sandnessjøen. Dette muliggjør leveranser for lokale bedrifter for et bredere spekter av produkter og tjenester. Sandnessjøen ligger i Alstahaug kommune sentralt på Helgelandskysten med kort seilingstid til de sentrale områdene i Norskehavet. Det bor omtrent 7 400 inn byggere i kommunen og kommunesenteret Sandnessjøen funger er som regionsenter for ca. 15 000 20 000 innbyggere i regionen. En positiv utvikling i aktiviteten knyttet til olje- og gassnæringen og realisering av det potensialet som ligger i baseaktivitetene lokalt betyr mye for Sandnessjøen. Både kommunen og private aktører har investert i infrastruktur lokalt de siste årene gjennom to nye hoteller, utvidet rullebane på flyplassen, nytt kulturbygg med kino, scene og badeland, samt AMFI-senter. Disse aktørene utrykker forventninger til at det vil realiseres ringvirkninger fra Aasta Hansteen prosjektet når det settes i drift i form av oppdrag og leveranser fra lokale bedrifter, og aktivitet lokalt. Vestbases rolle i Polarled Ved Vestbase sin avdeling i Averøy var det høy aktivitet knyttet til Polarled i 2014 og 2015. Omtrent halvparten av rørlengdene som i dag utgjør Polarled ble mellomlagret på industriområdet, og fraktet ut til rørleggingsfartøyet Solitaire som gjorde jobben med å legge de totalt 482 kilometer med rørledning. Infrastrukturen som allerede ved oppstarten var klar gjorde Vestbase til en attraktiv fasilitet for dette prosjektet. I forhold til de behovene Wasco hadde var det få behov for tilpasninger av denne infrastrukturen. Vestbases bidrag i forbindelse med Wascos leveranser var utleie av areal og mannskaper, i tillegg til et spesielt ansvar i forbindelse med innforsyningen av rør. I utforsyningen av rør var Vestbases bidrag hovedsakelig knyttet til koordinering og oppfølging. Wasco brukte i stor grad egne ressurser på disse operasjonene. Hele 500 000 tonn rørlengder ble frakt et inn til disse fasilitetene, mellomlagret for deretter å fraktes ut til leggefartøyet. Vestbase AS har sitt hovedkontor med 175 ansatte i Kristiansund. I tillegg har de en avdeling i Florø med 40 ansatte. På Averøy hvor mellomlagringen av rørene som fikk påført rørbeskyttelse i Mo i Rana ble gjort, har de ingen direkte ansatte. Aktiviteten ved Vestbase Averøy er relatert til pågående aktiviteter og er prosjektavhengig. Ringvirkningene for Vestbase er inkludert i tabellene over vare- og tjenesteleveransene samt i beregningene over sysselsettingsvirkninger. Vestbase i Kristiansund var også forsyningsbase for Allseas under leggeoperasjonene i 2015. 24 25
7. Sysselsettingsvirkninger av Aasta Hansteen Olje- og gassnæringen har gjennom over 40 år gitt store ringvirkninger i form av arbeidsplasser, kompetanse og inntekter i nærliggende fylker og lokalsamfunn over hele landet. I 2016 var det 183 800 direkte eller indirekte sysselsatte i petroleumssektoren i Norge. Sammenliknet med næringens sysselsetting i 2013 representerer dette en nedgang på nær 50 000 sysselsatte, eller i overkant av 20 prosent. Reduksjonen i sysselsetting skyldes den omstillingen næringen har vært gjennom de siste årene for å tilpasse seg et lavere aktivitetsnivå - nasjonalt og internasjonalt 1. Den samlede sysselsettingen påvirkes i stor grad av antall nye utbyggingsprosjekter som settes i gang. Vi vil her gi en foreløpig oversikt over sysselsettingsvirkningene fra Aasta Hansteen-utbyggingen sammen lignet med estimatene gitt i PUD. Dette er foreløpige tall som vil endre seg frem mot utbyggingsprosjektets avslutning, og Aasta Hansteen settes i drift mot siste kvartal 2018. Som omtalt tidligere i rapporten er det en rekke aktiviteter som gjenstår og vil igangsettes når sammenstillingen av plattformen skjer på Stord, og når boring kommer i gang for fullt. Figur 7.1: Beregnede sysselsettingsvirkninger i PUD ved utbyggingen av Aasta Hansteen, fordelt på regionalt/lokalt og resten av landet. Bygg og anlegg Andre næringer indirekte virkningene hos underleverandørene fordelt på næringer. Nesten en fjerdedel av de direkte og indirekte årsverkene kommer innenfor industrien i Norge. Utover industrien har de største ringvirkningene i form av sysselsetting vært innenfor forretningsmessig tjenesteyting, oljevirksomhet og transport. Figur 7.2: Estimat i PUD på nasjonale sysselsettings virkninger i utbyggingsfasen til Aasta Hansteen fordelt på næring (årsverk) Industriproduksjon 2 700 Forretningsmessig tjenesteyting 2 430 Oljevirksomhet 1 610 Varehandel, hotel og restaurant 1 170 Aasta Hansteen utbyggingen startet i en periode preget av høy aktivitet, men avsluttes i en periode der nær ingen preges av lavere oljepriser, nedgang i antall utbyggingsprosjekter i Norskehavet, samt økt leteaktivitet i Barentshavet. For næringen som helhet utgjør derfor Aasta Hansteen et viktig prosjekt. For regionalt næringsliv i Nordland og Sør-Troms, og for lokalt næringsliv rundt de landbaserte støttefunksjonene til feltet kan utbyggingen naturligvis også representere muligheter i form av betydelige vare- og tjenesteleveranser, og skape verdifulle sysselsettingseffekter. Verdiskaping i Nord Foto: Rapp Bomek Boring Varehandel, hotell og restaurant Transport Oljevirksomhet Forretningsmessig tjenesteyting Industriproduksjon 0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 Regionalt/lokalt Resten av Norge Figur 7.1 viser estimatet på sysselsettingsvirkninger på nasjonalt og regionalt/lokalt nivå, som beregnet i PUD. De største sysselsettingsvirkningene på regionalt/lokalt nivå vil komme i driftsfasen, i følge konsekvensutredningen. I etterkant av PUD-godkjenning har Statoil igangsatt en rekke tiltak for å synliggjøre lokal leverandørindustri overfor hovedkontraktørene. Som beskrevet i avsnittet om lokale ringvirkninger er det så langt kommet oppdrag til leverandørindustrien utover det som ble estimert i forkant av at prosjektet ble igangsatt. Nasjonale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen Estimerte nasjonale sysselsettingsvirkninger i PUD I PUD for Aasta Hansteen utgjør de beregnede nasjonale sysselsettingsvirkningene av utbyggingsprosjektet om lag 16 200 årsverk. Av disse er 6 200 direkte produksjonsvirkninger i norske leverandørbedrifter, 4 600 årsverk hos deres norske underleverandørbedrifter, samt 5 400 årsverk i konsumvirkninger. Dette er årsverk som bidrar til å opprettholde både kompetanse og sysselsetting i eksisterende næringsliv i Norge. Det gjøres ingen beregninger på ny skaping, men prosjekter av denne karakter vil også bidra til utvikling av teknologi og innovasjon. Figur 7.2 viser størrelsen på de direkte produksjonsvirkningene i tillegg til de Transport 1 480 Realiserte nasjonale sysselsettingsvirkninger Boring 500 Andre næringer 490 Bygg og anlegg 440 Det er usikkerhet knytt et til disse tallene, både estimatene som ble lagt frem i forbindelse med PUD og de beregningene som presenteres her. Det er viktig å være oppmerksom på at det i konsekvensutredningen ble benyttet en eldre modell for beregning av sysselsettingsvirkninger (ble gjort i 2012). Beregningene i denne rapporten er derfor ikke direkte sammenlignbar med estimatene i konsekvensutredningen. Direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger på nasjonalt nivå er beregnet til om lag 7 020 årsverk for perioden til og med 2016. (I tillegg kommer konsumvirkningene på ca 3 500). I figur 7.3 presenterer vi oppnådde virkninger per 2016, direkte og indirekte sysselsettings- Figur 7.3: Realiserte direkte og indirekte nasjonale sysselsettingsvirkninger per 2016 Industri Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet Transport Varehandel Bygg og anlegg Andre næringer Boring 0 500 1000 1500 2000 Realiserte virkninger 1 Norsk Petroleum 26 27
virkninger. Det er her viktig å være oppmerksom på at det fremdeles gjenstår mye arbeid i utbyggingsprosjektet som vil bidra til å øke de realiserte årsverkene. Et eksempel er brønn og boring hvor det meste av arbeidet gjenstår. Norske sysselsettingsvirkninger er til nå i hovedsak kommet som resultat av de leveransene som norsk industri har hatt til HHI og Technip, leveransene av undervannsutstyr, marine operasjoner samt Statoils egen virksomhet under gjennomføring av prosjektet. Regionale sysselsettingsvirkninger som følge av utbyggingen Aasta Hansteen utbyggingen skapte store forventninger om jobbskaping regionalt og lokalt i Nord-Norge. Den regionale og lokale leverandørindustrien som omfattes av denne studien (Nordland og Sør-Troms) syssel setter i dag om lag 1160 årsverk, med en vekst på i overkant av 15 prosent den siste femårsperioden. I PUD utgjør den beregnede regionale sysselsettingsandelen 3 % av norsk sysselsetting i prosjektet, mens den lokale andelen på Helgeland er beregnet til 2,6 % av nasjonale årsverk i utbyggingsprosjektet. Estimerte regionale sysselsettingsvirkninger i PUD Figur 7.4 viser hvordan årsverkene som er beregnet som regionale (Sør-Troms og Nordland) sysselsettingsvirkninger i PUD var fordelt på ulike næringer. Totale sysselsettingsvirkninger på regionalt nivå er i PUD beregnet til 496 årsverk. Disse fordeler seg med vel 240 årsverk i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter, 120 årsverk i indirekte produksjonsvirkninger i regionale underleverandørbedrifter, og resten i konsumvirkninger. Mens det for landet samlet er i industrien det skapes flest årsverk, er det på regionalt nivå innenfor transport at vi finner de største sysselsettingsvirkningene med 192 årsverk i direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger. Innenfor transport finner vi basene og deres tjenester. Det var estimert 60 årsverk innenfor industrien på regionalt nivå, mens de realiserte ringvirkningene er noe større. Dette kan ha sammenheng med at estimatene ikke nødvendigvis gjenspeiler at Nordland er landets fjerde største industrifylke. Realiserte regionale sysselsettingsvirkninger Vi har kategorisert leveransene innenfor de ulike kontraktsområder på næring og beregnet produksjonsverdi på disse leveransene. Produksjonsverdien er benyttet som utgangspunkt for beregning av direkte sysselsetting målt i årsverk. Videre er de direkte sysselsettingsvirkningene benyttet for å beregne indirekte virkninger og konsumvirkninger. I figur 7.5 presenteres oppnådde regionale sysselsettingsvirkninger per 2016. De regionale og lokale virkningene av utbyggingen er svært like siden de aller fleste nordnorske leveransene til prosjektet kommer fra bedrifter lokalisert på Helgeland og i Harstad. Regionale direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger utgjør totalt 498 årsverk. En nærmere beskrivelse av de lokale virkningene følger i neste avsnitt. Figur 7.5: Realiserte regionale sysselsettingsvirkninger (direkte og indirekte) per 2016 Industriproduksjon Transport Bygg og anlegg Varehandel, hotell og restaurant Oljevirksomhet Forretningsmessig tjenesteyting Andre næringer 0 50 100 150 200 Realiserte virkninger Estimerte lokale sysselsettingsvirkninger i PUD Forskjellene mellom estimerte sysselsettingsvirkninger på regionalt og lokalt nivå er minimal. Totale sysselsettingsvirkninger på lokalt nivå er i PUD beregnet til 426 årsverk. Disse fordeler seg med om lag 218 årsverk i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter, 108 årsverk i indirekte produksjonsvirkninger i regionale underleverandørbedrifter, og de resterende 100 årsverkene i konsumvirkninger. På tilsvarende måte som for de nasjonale og regionale sysselsettingsvirkningene viser vi i figur 7.6 de direkte og indirekte sysselsettingsvirkningene fordelt på næring. Figur 7.6: Estimat i PUD på lokale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen til Aasta Hansteen fordelt på næring (årsverk) Transport 184 Industriproduksjon 42 Forretningsmessig tjenesteyting 22 Bygg og anlegg 38 Varehandel, hotell og restaurant 26 Andre næringer 14 Realiserte lokale sysselsettingsvirkninger på Helgeland Som figur 7.7 viser har til nå beregnet at aktiviteten på Helgeland har bidratt til totalt 361 årsverk (direkte og indirekte) som syssel settingsvirkninger av Aasta Hansteen-utbyggingen. I tillegg kommer konsumvirkningene på ca 70 årsverk. De viktigste forklaringsfaktorene for de oppnådde syssel settingsvirkningene på Helgeland til nå i utbyggingsfasene kan oppsummeres som følger: Baseaktiviteter i Sandnessjøen og helikoptertrafikk fra Brønnøysund Subsea 7 la sine marine operasjoner med tilhørende konstruksjons- og subseafartøyer med base i Sandnessjøen. Byggingen av bunnrammene til subsea-utstyret på anlegget som ble utført av Aker Egersund Produksjon av spooler og løfteåk hos Aker Egersund avd. Sandnessjøen Produksjonen av sugeankrene hos Momek Selv om disse sysselsettingsvirkningene har vært kortvarige er alle oppdragene viktige for Helgeland som petroleumsregion. Figur 7.7: Realiserte lokale sysselsettingsvirkninger (direkte og indirekte) per 2016. Industriproduksjon Transport Bygg og anlegg Varehandel, hotel og restaurant Forretningsmessig tjenesteyting Andre næringer 0 50 100 150 200 Realiserte virkninger Figur 7.4: Estimat i PUD på regionale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen til Aasta Hansteen fordelt på næring (årsverk) Transport 192 Industriproduksjon 60 Forretningsmessig tjenesteyting 30 Varehandel, hotell og restaurant 28 Bygg og anlegg 38 Andre næringer 18 Lokale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen Tilstrekkelig volum for leverandørbedriftene og basene på Helgeland er en kritisk suksessfaktor for opprett holdelse av lokal kompetanse og sysselsetting. Både leverandørindustrien og de eksisterende basene på Helgeland har slitt med et volum som er for lavt til å oppnå god lønnsomhet, sikre trygge arbeidsplasser og oppnå synergieffekter. Aasta Hansteen som det tredje feltet har derfor vært oppfattet som særdeles viktig for den videre utviklingen av leverandørindustrien og basene på Helgeland. Lokalt på Helgeland er de svært bevisst den konkurransen de opplever fra baser og leverandørindustrien i fylkene lengre sør. 28 29
8. Sysselsettingsvirkninger av Polarled I konsekvensutredningen til Polarled presenteres beregninger av sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen. Siden bygging av rørledningen foregikk ute på kontinentalsokkelen var de landbaserte ringvirkningene lavere enn ved bygging av en plattform slik som Aasta Hansteen. Nasjonale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen Estimerte nasjonale sysselsettingsvirkninger fra Polarled i konsekvensutredningen I konsekvensutredningen til rørledningsprosjektet ble det beregnet at de nasjonale sysselsettingsvirkningene totalt sett ville utgjøre om lag 5 400 årsverk. Årsverkene ble fordelt over en fireårsperiode fra 2013 til og med 2016. 2 100 årsverk ble beregnet som direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter til utbyggingsprosjektet, i tillegg kom det 1 500 årsverk i indirekte produksjonsvirkninger hos norske underleverandørbedrifter. Konsumvirkningen var beregnet til om lag 1 800 årsverk. Dette er illustrert i figur 8.1. Figur 8.1: Estimat på nasjonale sysselsettingsvirkninger som følge av Polarled utbyggingen, som beskrevet i konsekvensutredningen for rørledningsprosjektet 1 800 2 100 Realiserte nasjonale sysselsettingsvirkninger fra Polarled Sysselsetingsvirkningene er ikke direkte sammenlignbare med estimatene fra konsekvensutredningen. Siden de faktiske utbyggingskostnadene ble betydelig lavere enn budsjettert, er naturligvis de nasjonale sysselsettingsvirkningene også lavere enn opprinnelig estimert. De nasjonale sysselsettingsvirkningene vil øke noe i løpet av 2017 og 2018 ettersom det fremdeles gjenstår noe aktivitet i prosjektet. Med utgangspunkt i kartlagte vare- og tjenesteleveranser til Polarled har vi beregnet produksjonsvirkning ene og sysselsettingsvirkningene på nasjonalt nivå for Polarled. Totale direkte sysselsettingsvirkninger utgjør om lag 1 160 årsverk, in direkte sysselsettingsvirkninger er om lag 810 årsverk. I tillegg kommer konsumvirkningene. De største direkte sysselsettingsvirkn ingene i Norge kom som følge av Wasco Coating Norway sin aktivi tet i Mo i Rana med rørbeskyttelse. Generelt er det norske hovedkontraktører som bidrar til de mest betyde lige sysselsettings virkningene. Det er sysselsettings messige virkninger som følge av aktiviteten til utenlandske kontrak tører, eksempelvis Allseas, men disse ringvirkning ene er betydelig mindre enn ringvirkningene skapt av de norske hovedkontraktørene. Realiserte lokale sysselsettingsvirkninger på Helgeland som følge av Polarled De lokale sysselsettingsvirkningene på Helgeland som følge av Polarled ble betydelig høyere enn beregnet i konsekvensutredningen på grunn av Wasco sin etablering i Mo i Rana. Figur 8.2 viser sysselsettingsvirkningene fordelt på næringer. Foreløpige beregninger viser at Polarled utbygg ingen bidro til direkte sysselsettingsvirkninger i form av 366 årsverk. I tillegg bidro utbyggingen til 137 årsverk i indirekte sysselsettingsvirkninger hos underleverandører. Som figur 8.2 viser er det innenfor industri og bygg og anlegg hvor de største ringvirkningene har kommet. På Helgeland er det i hovedsak Wasco som har bidratt til de aller største sysselsettingsvirkningene. Utenom Wasco sin aktivitet har de lokale sysselsettingsvirkningene på Helgeland vært relativt lave. Det har vært noe aktivitet tilknyttet basen i Sandnessjøen. Figur 8.2: Direkte og indirekte regionale/lokale sysselsettingsvirkninger som følge av utbyggingen av Polarled, fordelt på næring. 200 150 100 50 0 Industri Transport Bygg og anlegg Andre næringer Forretningsmessig tjenesteyting 1 500 Direkte Indirekte Konsumvirkninger Beregningene i konsekvensutredningen viste at det var innenfor transport og industri at de største sysselsettingsvirkningene ville komme. Regionale/lokale sysselsettingsvirkninger - Polarled Estimerte nasjonale sysselsettingsvirkninger fra Polarled Lokale sysselsettingsvirkninger til landbaserte støttefunksjoner til prosjektet i utbyggingsfasen ble ikke beregnet som følge av flere usikkerhetsfaktorer, blant annet som følge av usikkerhet om hvorvidt rørbeskyttelse skulle gjøres i Norge. Lokale/regionale sysselsettingsvirkninger ble estimert til å utgjøre om lag 120 årsverk for mellomlagring av rør, om lag 40 årsverk for en eventuell norsk rørbeskyttelsesvirksomhet, samt 40 årsverk for leveranser av stein til understøttelse av rørledningen. Sammenkobling Foto: Statoil ASA / Eva Sleire 30 31
LUNN. Mo i Rana 2014. Foto: Fagskolen i Troms, avdeling Breivika. 9. Kompetansebygging i nordnorsk leverandørindustri I de senere år er det brukt mye ressurser på å motivere nordnorske bedrifter til å posisjonere seg for oppdrag innenfor petroleumsnæringen. Statoil har bidratt i dette arbeidet gjennom LUNN Leverandørutvikling Nord-Norge. Leverandørene har også selv investert betydelig tid og ressurser i oppbygging av egen kompetanse. Selv om kompetansen har fått et løft er det fremdeles behov for ytterlige kompetansetiltak. I dette kapitlet fokuseres det på kompetanseoppbygging sett fra bedriftenes perspektiv. Innledningsvis presenteres nordnorsk leverandørhistorie, deretter redegjøres det for gjennomførte kompetansetiltak. Videre ser vi på hvordan denne kompetansen også kan komme til nytte innenfor andre næringer som bedriftene leverer til. Kort om nordnorsk leverandørhistorie Fremdeles fremstår deler av leverandør-industrien i nord som umoden sammenlignet med konkurrentene i andre deler av landet. Leverandørindustrien kjennetegnes ved at det er mange små bedrifter, hvorav få av disse har hatt en ensidig satsing mot petroleumssektoren. De aller fleste leverandørene i Nord-Norge er avhengig av å rette sine produkter og tjenester mot flere markeder, noe som har vist seg å være en styrke i vanskelige tider for bransjen. Selv om det er få bedrifter som har hatt kontinuerlige leveranser til petroleums-næringen over lang tid, har det i flere bedriftsmiljøer vært bygget kompetanse og erfar inger fra slike leveranser helt tilbake til 70-tallet. Bodø Mekaniske Verksted fikk på slutten av 70- tallet oppdrag som omfattet bygging av tre stålmoduler til Statfjord A-plattformen. Til denne plattformen hadde også NordOffshore i Sandnessjøen leveranser. I 1980 gikk 18 selskaper fra Helgeland i sør til Troms i nord sammen om å starte et offshore industriselskap, Unifab (United Fabricators of Northern Norway). Selskapets første oppdrag ble gjennomført i Stavanger på riggen Ali Baba. I dag er Unifab eid av Elektro Bodø AS. Startskuddet for leverandørindustrien i Troms skjedde gjennom etableringen av Norbase i Harstad i 1980. Aktiviteten ved Norbase ble imidlertid lavere etter de svært aktive årene fram til midten av 1980-årene. Basen er fortsatt i drift, med 13 ansatte. I perioden 1980 1985 fikk verkstedene i Harstad flere oppdrag rettet mot leteriggene. Ibestad Mek. Verksted hadde investert i dypvannskai, og fikk flere reparasjonsoppdrag av rigger ved land. Kaarbøs Mek. Verksted bygget også i perioden 1982 1983 tre supplyskip. Polarbase i Hammerfest ble etablert i 1984 av lokale eiere, for å ivareta forsynings- og logistikkfunksjoner til letevirksomhet og utvinning av olje- og gass i Barentshavet. På 2000-tallet ble basen vesentlig oppgradert med kaier, kran- og logistikktjenester, bunkers mv. Polarbase fungerer i dag som forsyningsbase for Snøhvit og Goliat. Leverandørindustrien i Nord-Norge har de siste årene blitt grundig kartlagt av Kunnskapsparken Bodø gjennom rapportserien Levert. Fra 2010 2014 opplevde leverandørene i Nord-Norge en vekst i sine leveranser til petroleumssektor fra 3,54 milliarder kroner, til toppnivået 5,64 milliarder kroner i 2014. I 2015 ble det levert varer og tjenester for 4,70 milliarder kroner fra Nord-Norge, mens det i 2016 var forventet leveranser for 3,54 milliarder kroner altså på 2010 nivået. Leverandørindustrien i Nord-Norge har som følge av nedturen i petroleumsindustrien blitt tvunget til å gjennomføre den samme omstillingen som bedrifter i resten av landet. Kompetansetiltak som virker Den kontinuerlige veksten i leveranser fra nord norsk leveran dørindustri frem mot 2015 viser at arbeidet gjenn om LUNN, Statoils prioritering av arbeid mot leverandør industrien gjennom egen industrikoordinator for Nord-Norge, mulighetsstudier samt informasjons- og leverandørseminarer i forkant av utbygginger har bidratt til å utvikle bedriftene i nord. Det er blitt flere bedrifter som har utviklet kompetansebase, ferdigheter, produkter og tjenester som er konkurransedyktige i forhold til leveranser inn mot petroleumssektoren. Mye av kompetansehevingen i leverandørindustrien har skjedd ved utvikling av egne ansatte over tid. Kan leverandørindustriens kompetanse fra petroleumssektoren brukes inn mot andre næringer? Leverandørene sier selv at den kompetansen som er bygget internt med det formål å være konkurranse dyktig for leveranser inn mot petroleumssektoren er relevant i forhold til andre satsinger. Fra 2015 og frem til nå har 32 33
etterspørselsfall og svakere utsikter tvunget flere bedrifter til å rette fokus på alternative markeder. For den delen av industrien som er avhengig av nye markeder, er utford ringen at nødvendige kostnadskutt gjør at et fåtall av bedrift ene har økonomisk handlingsrom til å satse på kompe tansehevende programmer utover det som er essensielt for å kunne operere. Dette gjør at bedriftens kompetanse base er avgjørende i forhold til ekspansjon inn mot alternative markeder. Informasjon fra Levert-kartleggingen og data samlet inn til bruk i ringvirkningsstudien viser at kompetanse tilegnet gjennom leveranser til petroleumskompetansen er godt egnet til bruk inn mot andre markeder og andre næringer. I 2016 gjennomførte vi en spørreundersøkelse i samarbeid med masterstudenter ved Nord Universitet, hvor tema var kompetansebygging i petroleumsrelatert leverandørindustri 1. Resultatene fra undersøkelsen viser at flertallet av petroleumsleverandørene i landsdelen ser muligheter for å erstatte fallende leveranser i petroleumssektoren med leveranser til andre markeder. Av de som svarer at 100 prosent av nedgangen kan dekkes opp av andre markeder, er det særlig havbruk og fiskeri, samt prosessindustri som er trukket fram som alternative markeder i Nordland. I Troms trekkes særlig bygg og anlegg frem som markeder som kan dekke opp for fallende etterspørsel fra petroleumsbransjen. Det er betydelig færre leverandører i Finnmark som klarer å dekke opp for fallende etterspørsel fra petroleumsbransjen enn tilfellet er i Nordland og Troms. De som klarer å dekke opp for etterspørselssvikten i Finnmark leverer da i stor grad til fiskeri- og havbrukssektoren. Det er ikke overraskende at det er Finnmarksbedrift ene som har størst utfordringer når petroleumsleveransene er fallende. Hele 72 prosent av totalomsetningen til de 57 leverandørbedriftene i Finnmark var forbundet med leveranser til petroleums-sektoren. Det samme tallet i Troms og Nordland var henholdsvis 27 og 14,5 prosent. Dette viser at de to sørligste fylkene er mindre spesialiserte rettet mot petroleumsnæringen enn hva tilfellet er i Finnmark, og at de sånn sett er mindre utsatt for svingninger i petroleumsnæringen. Dette viser tall fra Levert-rapporten for 2015. Overføringsverdi til andre bransjer I en datainnsamling som ble gjennomført våren 2016 rettet 1 mot de samme leverandørbedriftene som i Levert-studien, ble det stilt spørsmål om virksomheten hadde tilegnet seg kompetanse fra petroleumsindustrien som er overførbar til andre næringer. 76,8 prosent av bedriftene svarte positivt på dette. Figur 9.1 viser i hvilken grad respondentene opplever at det er overføringsverdi til ulike næringer. 1 Masteroppgave av Magna Kristine Sørum Saune og Martin Johan Nærland. Masteroppgaven ble kåret som den beste innen energi i 2016 ved Nord universitet. Figur 9.1: Overføringsverdi petroleumskompetanse til andre bransjer. Helsesektoren Romforskning IKT Forsvaret/ våpenindustri Tjenesteytende næringer Bygg og anlegg Annen industri Fornybar energi Havbruk 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 1 = svært liten grad, 2 = I liten grad, 3 = I middels grad, 4 = I stor grad, 5 = I svært stor grad. Kilde: Egen datasamling (n=66) Det er havbruk, fornybar energi, annen industri samt bygg og anlegg som regnes som de bransjene der kunnskapen og erfaringene lettest kan anvendes. Innenfor alle disse næringene har respondentene svart at det i middels til stor grad er en overføringsverdi. I de data som ble samlet inn våren 2016 ble bedriftene også utfordret på hvilke kompetanseområder i bedriften som har størst overføringsverdi til andre bransjer. Figur 9.2 under presenterer resultatene: Figur 9.2: Kompetanseområder med høyest overføringsverdi. Markedskompetanse Prosjektledelse Teknologisk kompetanse Kvalitetssikring 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 1 = svært liten grad, 2 = I liten grad, 3 = I middels grad, 4 = I stor grad, 5 = I svært stor grad. Kilde: Egen datasamling (n=61) Her framkommer det tydelig at kompetanse knyttet til kvalitetssikring, teknologisk kompetanse og prosjektledelse fra petroleumsleveranser i stor grad har en overføringsverdi til andre bransjer. Både denne studien og Levert-rapporten viser at kunnskap tilegnet gjennom leveranser til petroleums sektoren har en sterk overføringsverdi mot andre næringer, og vil kunne bidra til at de leverandørbedrifter som ønsker Wasco. Foto: Øyvind Hagen å redusere risiko gjennom å satse på flere markeder enn kun petroleumssektoren kan få dette til. Veien videre Endringer i markedet for petroleum, påfølgende restrukturering i næringen og leverandørindustrien representerer store utfordringer for regionens bedrifter i tiden fremover. Fallende etterspørsel etter varer og tjenester, samt press på pris og marginer for leverandørbedriftene gjør at regionens små og mellomstore bedrifter både må effektivisere og sørge for å være attraktive inn mot andre markeder enn petroleumssektoren. 43 av de 207 bedriftene som hadde petroleumsleveranser fra Nord-Norge i 2015 hevdet at de bevisst gjør en lavere satsing mot petroleums sektoren nå enn tidligere. Dette kan gi utfordringer for leverandørene selv, operatørene og hovedkontraktørene når syklusen snur for petroleumsnæringen. Kompetansenivå og konkurranseevne har nær sammenheng. For å øke konkurranseevnen blant leverandørindustrien i Nord-Norge er det viktig at allerede igangsatte kompetansetiltak videreføres. Dette for å sikre at leverandør bedriftene tilfredsstiller petroleumsnæringenes grunnleggende leveransekrav. Tiltakene/programmene må kontinuerlig tilpasses markedets behov. Kompetanse omfatter mer enn bedriftens grunnleggende fagkompetanse innenfor mekaniske fag og andre disipliner. De største behovene for et kompetanseløft blant leverandørbedriftene i Nordland ser vi innenfor: Prosjektledelse av større oppdrag hvor det stilles krav om prosjektledelsessystemer og bruk av internasjonale prosjektoppfølgingsstandarder Systemer / rutiner for dokumentasjon av leveranser Systemer / rutiner for oppfølging av eventuelle underleverandører Utvikling av prosedyrer HMS Kontraktsinngåelse og forståelse av juridiske faktorer Kompetansebygging er avgjørende for at leverandørindustrien i landsdelen skal fortsette sin vekst og utvikling. Det er også viktig at det planlegges for opprettholdelse av kompetansen i vanskelig tider. 34 35
LUNN Leverandørutvikling Nord-Norge Olje- og gassklynge Helgeland LUNN Leverandørutvikling Nord-Norge ble etablert i 2008 på initiativ fra Statoil og Innovasjon Norge. Finansieringen har vært delt 60-40 mellom Statoil og Innovasjon Norge. Programmet har hatt som formål å utvikle konkurransedyktig nordnorsk leverandørindustri til petroleumsbransjen, gjennom blant annet å øke kunnskap og kompetanse i bedriftene. LUNN har hatt 3 faser i perioden 2008-2016. gaps. Videre har Prosjekt utvikling og -ledelse vært en viktig del av LUNN programmet. Det ble fokusert på å styrke sel skapenes kompetanse på markedet og kundens behov (operatørene og etablerte kontraktører). Dette har blant annet handlet om å øke leverandør industriens forståelse for petroleums næringens kontraktsformat og behov, samt å øke samarbeid på tvers av bransjer. På Helgeland har man over flere år bygget opp Olje- og gassklynge Helgeland (OGH), en sterk leverandørklynge med 50 leverandører, utdannings- og utviklingsaktører. I klyngen har man samarbeidet om arbeid med kompetanseutvikling, innovasjon og posisjonering. OGH ble etablert i 2011, og er steg for steg utviklet og forsterket gjennom felles målret- Norwegian Innovation Clusters og tildelt ARENA-status. Hovedmålet til klyng en er å styrke klyngens innovasjonsevne og globale konkurransekraft. Klyngen har et godt samarbeid med Statoil som ved flere anledninger har deltatt på samlinger og gitt informasjon om Aasta Hansteen prosjektet. Erfaringer Prekvalifisering og kompetansebygging har vært Veien videre Nordnorsk leverandørindustri opplevde en kon- tet arbeid. I juni 2015 ble OGH tatt opp i det nasjonale klynge programmet www.oljegassklyngehelgeland.no en viktig del av LUNN programmet. Arbeidet har tinuerlig vekst i leveranser frem til 2015. Det vært innrettet mot å klargjøre nordnorsk leve- er sannsynlig at tiltakene i LUNN- programmet randørindustri for kravene som stilles i pre- har bidratt til den økte omsetningen mot kvalifiseringsprosessene for prosjekter på norsk petroleumsbransjen fra bedrifter i Nord-Norge. sokkel. I tidligfase av LUNN var det viktig Et økt antall nordnorske bedrifter har blitt å øke den generelle kunnskapen om petroleum- konkurransedyktige med tanke på kompetanse, snæringen og hvordan bransjen fungerte. Denne ferdigheter, produkter og tjenester rettet innsatsen ble rettet mot et bredt spekter mot petroleumsnæringen. av leverandørselskaper. Den positive utviklingen kan ikke tilskrives Gjennom programmet fikk utvalgte leveran- LUNN alene, men sammen med øvrige initiativ dørbedrifter i regionen mulighet til å bli fra Statoil, forstudier og leverandørsemina- pre- kvalifisert av Statoil som leverandør på rer har dette bidratt til å øke konkurranse- norsk sokkel, etter revisjon. Dette gir ikke kraften i nordnorsk leverandør industri. Mange automatisk rettigheter til kontrakter, men leverandører har også lagt ned store ressur- gjennom økt kompetanse styrkes selskapenes ser i egen regi for å øke egen kompetanse. En evne til å være med på å konkurrere om kon- videre satsing på LUNN programmet er viktig trakter. Som en del av dette arbeidet fikk for å videreutvikle og sikre kompetansen i selskapene en grundig gjennomgang av HMS- og regionen og dermed sikre ringvirkninger lokalt kvalitetssikringssystemer og gap-analyse av og regionalt. status og krav, samt tiltak for å tette nevnte Olje- og gassklynge Helgeland på ONS 2016. Foto: Olje- og gassklynge Helgeland 36 37
nedslagsfelt med en eksportandel på over 70 %, med en salgsavdeling som hele tiden har vært ledet fra Bodø. Bedriften trekker frem tre hovedforklaringer på hvorfor man lyktes med satsingen mot dette krevende markedet; satsing på produktutvikling for å møte nye kundebehov, svært krevende kunder med kompromissløse krav til sine leverandører, og en klar strategi om å arbeide mot et internasjonalt marked. Når petroleumsmarkedet over natten endret seg, fikk Rapp Bomek som så mange andre leverandører en utfordring med å omstille seg. Kompetanse opparbeidet gjennom mange år som leverandør til petroleumssektoren viser seg å være viktig også for å lykkes inn mot andre næringer. Rapp Bomek måtte endre sin forretningsmodell. Bedriften beveget seg fra å være en «ren» branndørleverandør til å spesial isere seg på totalleveranser inn mot et mye bredere markeds område, og lyktes med å vinne kontrakten på levering av sikkerhetsdører til det nye Munch Museet som ett av sine første forsøk i de nye markedene. Budsjettet for 2017 viser 22 prosent vekst sammenlignet med året før, både omsetning og antall sysselsatte er høyere enn ved oljenedturens start. Kompetanse og erfaringer fra petroleumssektoren som gir konkurransefortrinn: Rapp Bomek Fra olje og gass til kultur Rapp Bomek har siden starten av 1980 tallet utviklet seg til å bli en av verdens ledende aktører på utvikling, produksjon og service av branndører i offshore olje- og gassmarkedet. Administrerende direktør Terje Bøe deler her sine erfaringer om hvordan bedriften har kapitalisert på kompetansen og den kunnskapen og erfaringen som er bygget opp gjennom satsingen på olje & gass, til å utvikle nye markeder etter at etterspørselen fra petroleumssektoren begynte å falle dramatisk i 2015. Rapp Bomek Leveranseområder: Globalt, med estimert markedsandel på 20 % Antall sysselsatte: 145 Lokalisering: Bodø, Kapp, Kina og Brasil Administrerende direktør: Terje Bøe De tidligste leveransene kan tidfestes helt tilbake til slutten av 1970/ begynnelsen av 1980 årene. Til Aasta Hansteen har Rapp Bomek levert branndører til boligkvarteret. Branndørproduksjon. Foto: Rapp Bomek Helt siden starten har et av selskapets klare konkurransefortrinn vært å se kundens behov og være kreativ i forhold til å finne de riktige løsningene som både er funksjonelle og tilfredsstiller alle krav til sikkerhet. Petroleumsbransjens krav til kvalitet og HMS er svært høye og krevende. Nært samarbeid med kundene om utviklingen av disse løsningene ble for Rapp Bomek en måte å arbeide med innovasjon. Virksomheten ble bygget sten på sten, og selskapets produkter har over tid blitt synonymt med produktstandarden som kreves ombord på norske offshore installasjoner. Rapp Bomek satset tidlig på det globale markedet, og allerede i 1985 var de første prosjektene til Sør-Korea sikret. Selskapet har et imponerende geografisk Halve omsetningsgrunnlaget i spill Rapp Bomek ligger sent i verdikjeden og effekten av den reduserte etterspørselen slo således sent inn. I toppåret 2015 omsatte Rapp Bomek for om lag 230 millioner med om lag 110 årsverk, omstillingsutfordring omfattet hele 50 % av omsetningen i toppåret. Rapp Bomek gjennomgikk de tradisjonelle prosessene som dramatiske markedsfall normalt innebærer med kostnadskutt og nedbemanninger for å møte utfordringene på kort sikt. Parallelt med dette ble det igangsatt en strategiprosess for å se på alternative markedsområder. Bedrift en redefinerte strategien med en utvidet forståelse av energisegmentet i tillegg til å omfatte to nye satsingsområder som del av kjernevirksomheten til Rapp Bomek: ENERGY. Energimarkedet ble utvidet fra å omfatte olje & gass til også å definere landbaserte installasjoner, fornybar energi og offshore vindkraft som sentrale satsingsområder CIVIL. Offentlig infrastruktur kom inn som et nytt sentralt satsingsområde drevet frem av et marked i kraftig vekst og som etterspurte produkter som var nært beslektet med produktene til offshore olje & gass i en EPCIC modell (Offentlige bygg, veianlegg, tuneller og kraftinnstallasjoner) DEFENCE. Forsvarsinstallasjoner og totalansvar for hele produktpakken inklusive commisioning og installasjon ble definert som sentralt i Rapp Bomeks strategi. AFTERMARKET. Ettermarkedsaktiviteter med service, inspeksjon og reservedeler har de siste 20 årene vært en viktig del av virksomheten for å sikre produktenes funksjonsevne til enhver tid. Dette forretningsområdet er nå redefinert med helhetlig konsept som ivaretar alle deler av service og vedlikeholdsbehovene. Kompetansen ble ytterligere styrket gjennom rekruttering og egenutvikling. Arbeidet med EPCIC kontrakter hvor det kreves nøkkelferdige totalleveranser betydde at Det er flere områder der bedriftens nye satsinger i stor grad har bygget på de kunnskaper og erfaringer som er bygget opp innenfor leveranser mot petroleumssektoren. Spesielt har bedriften kunnet bygge på den kjerneteknologien som er utviklet over mange år, de etablerte kvalitetssystemene som har vært påkrevd, HMS fokuset og prosjektstyringskompetanse i forhold til å levere rett kvalitet til rett tid på budsjett. Nedturen gav nye muligheter og ny konkurransekraft også mot petroleumssektoren Erfaringene fra de nye markedene hvor totalleveranser og EPCIC kontrakter er «normalen» har bidratt til at Rapp Bomek nå kan tilby bredere og bedre produktløsninger også inn mot petroleumssektoren. Omstillingsprosessen har vært krevende og kostbar, og det har krevd en betydelig satsing på produktutvikling. Det er gjennomført et utviklingsløp som både sikrer aktivitet i nye markeder, men som også vil være viktig når aktiviteten i olje- og gassektoren igjen øker. Olje og gass skal være en viktig del av Rapp Bomeks kjernevirksomhet også i årene som kommer. Branndørproduksjon. Foto: Rapp Bomek 1 Engineering, Procurement, Construction, Installation and Commissioning 38 39
Industri i Mo i Rana Foto: Momek Leverandørindustrien lokalt på Helgeland og i landsdelen forøvrig er opptatt av at den aktiviteten som legges til Subseasenteret i Sandnessjøen representerer en aktivitet som gir muligheter for leveranser fra lokale bedrift er også inn mot hovedkontraktører. Lokalt fremheves det at det er viktig at de aktørene som har fått og får de store kontraktene innen V&M- og ISO-tjenester er sterkt tilstedeværende lokalt, og at de skaper gode kontaktpunkter opp mot lokal leverandørindustri. Det er en frykt for at enkelte hovedkontraktører ikke er like opptatt av lokale ringvirkninger. Mye avhenger her av kontraktsregimet, og mulig heten dette gir for mindre lokale bedrifter til å konkurrere. I arbeidet med konsekvensutredningen fremkom det mange innspill knyttet til dette fra lokalt hold. Lokalt og regionalt næringsliv hevder at de vil være konkurransedyktig dersom kontraktsregimene gjør det mulig for mindre bedrifter å konkurrere om leveranser i driftsfasen. Kartlegging av lokale og regionale leverandører til driftsfasen Statoil har gitt leverandørnettverket Petro Arctic i oppdrag å utarbeide en studie for å se på mulighetene nordnorske leverandører har for leveranser av varer og tjenester til driftsfasen i Aasta Hansteen prosjektet. Statoil arbeider for å få en felles driftsløsning for Aasta Hansteen og Norne. I arbeidet med studien utføres en større kartlegging av aktuelle leverandører. Kartleggingen omfatter leveranser av varer og tjenester til Aasta Hansteen oppstart og drift samt Norne 2030-prosjektet og Norne drift. Det er ikke en forutsetning at bedriften har levert mot oljeindustrien tidligere. Statoil ønsker at det gjøres en vurdering av om det også finnes andre bedrifter som kan være aktuelle leverandører, bedrifter som nødvendigvis ikke har hatt leveranser til petroleum tidligere. Det er kun bedrifter som er lokalisert i Nord-Norge som inngår i kartleggingen og i studien. 10. Mulighetsrommet for lokale og regionale leveranser til driftsfasen De siste reviderte planene for prosjektet viser at Aasta Hansteen kommer i drift ved utgangen av siste kvartal 2018. Det er store forventninger både lokalt på Helgeland, og i regionen forøvrig om at driftsfasen vil kunne gi ytterligere oppdrag til lokalt og regionalt næringsliv. Etableringen av driftsorganisasjonen i Harstad, helikopterbasen i Brønnøysund, forsyningsbasen i Sandnessjøen samt etableringen av Subseasenteret som Statoil samarbeider med Aker BP om, bygger opp under disse forventningene. Det er forventinger om at driftsfasen skal bidra til ytterligere ringvirkninger lokalt og regionalt. Statoil er i likhet med næringen forøvrig inne i prosesser der man ser på hvordan man kan effektivisere drift for å møte de rammebetingelsene som olje & gass industrien nå må tilpasse seg. Det er fortsatt en målsetting at driftsfasen skal gi betydelige ringvirkninger nasjonalt, regionalt og lokalt. Det er likevel slik at det er sannsynlig at de anslag som fremkommer av forarbeidene til Aasta Hansteen prosjektet vil måtte nedjusteres noe. Denne studien som vil følge Aasta Hansteen prosjektet 2 år inn i driftsfasen vil i neste delrapport gi anslag på hvor store ringvirkningene antas å bli i driftsfasen. Mulighetsrommet Det aller meste av leveranser inn mot drift av Aasta Hansteen antas å være norske leveranser. Driftsorganisasjonen er lagt til Harstad, noe som vil bidra til en betydelig jobbskaping i Harstad-regionen. Tjenester fra forsyningsbasen i Sandnessjøen, slik som leveranser av varer og tjenester til drift av plattformen, herunder mat, vann, kjemikalier, utstyr og reservedeler, samt bistand ved vedlikehold av undervannsinstallasjoner og ved boreoperasjoner Helikopterbase aktiviteter. Transportaktiviteten i driftsfasen er i grunnlaget til konsekvensutredningen vurdert til to-tre turer pr uke i ordinær drift, og fem-seks turer pr uke ved samtidig boring Subseabase aktiviteter ved subseabasen V&M tjenester. Aibel som også er lokalisert i Harstad har fått V&M-kontrakten. Brønnvedlikehold Effekter av omstillinger i bransjen Det har vært vanlig praksis at man ved større endringer på installasjonene har definerte større prosjekter og gjennomført disse på siden av drift. Fremover vil det være mer sannsynlig at disse prosjektene i større grad kjøres som en del av ordinært vedlikehold og drift underveis. Dette gjør det enda viktigere for de lokale og regionale leverandørene å være synlige i leverandørregisteret hos både Statoil og deres hovedkontraktører. Statoil er klar på at det er en uttrykt målsetting å involvere lokale og regionale leverandører i prosjekter som pågår i landsdelen. Statoil ønsker å øke denne andelen, men samtidig må også nordnorske leverandører være kvalifiserte og konkurransedyktige. Statoil har igangsatt flere tiltak for å bidra til økte nordnorske leveranser. Eksempler på tiltak: - Leverandørseminarer, informasjonsutveksling og møteplass for hovedkontraktører og nordnorske leverandørbedrifter - Mulighetsstudie for både utbygging- og driftsfasen. Det pågår nå en studie for kartlegging av lokale/regionale leverandører til driftsfasen - Kompetanseutviklingstiltak i Nord-Norge, LUNN - Industrikoordinator i Harstad En proaktiv regional leverandørindustri Utnyttelse av de muligheter som kommer i driftsfasen avhenger av en proaktiv leverandørindustri. Representanter for lokale og regionale bedriftsmiljøer hevder at mange bedrifter har investert tid og ressurser i kvalifisering for deltakelse i anbud, kvalitetssystemer og kompetansebygging internt i forhold til petroleumsnæringen, og således er forberedt på å konkurrere om oppdrag. Oppsummert fra dialog med nordnorske bedriftsmiljøer: - Det er viktig med klare føringer og oppfordring til hovedkontraktører med hensyn til å benytte lokale aktører. Disse bør være med på å bygge opp erfaring som næringen trenger på sikt. Slike føringer må følges opp av Statoil - EØS har godkjent bruk av utviklingskontrakter i energisektoren. Dette bør løftes frem - Statoil bør bruke ressurser på å løfte frem leverandører med potensiale - Det må være et konkurransefortrinn å være lokal. Det skal ikke lønne seg å pendle inn folk - Det er viktig at arbeidet med lokale ringvirkninger følges opp, og ikke forsvinner i prosesser rettet mot kostnadsbesparing og flytting av oppgaver - MSA-kontrakter er etablert, og bør brukes i større grad. Bruken av disse kontraktene bør videreutvikles - Statoil må organisere seg på en måte som gjør at de har kapasitet til å gjøre lokale anskaffelser - Det bør være rutine på at man må ha sjekket nordnorske leverandører før man får gjøre innkjøp - Statoil bør ha samme tilnærming på kontrakter i drift som de har på kontrakter for utbygging, hvor de på Johan Castberg aktivt søker nordnorske leverandører 40 41