Norsk leverandørindustri sin konkurranseevne i en global offshorenæring

Rapport 2013:11 Norsk leverandørindustri sin konkurranseevne i en global offshorenæring Leveranser til Goliat-prosjektet i Barentshavet Trond Nilsen (red), Inge Berg Nilssen og Stig Karlstad På oppdrag for

3

Tittel Forfattere Leveranser til utbyggingsprosjektet Goliat i Barentshavet Trond Nilsen (red.) Inge B Nilssen, Stig Karlstad Norut Alta-rapport 2013:11 ISBN: 978-82-7571-236-1 Oppdragsgiver Prosjektleder Oppsummering Emneord Eni Norge Trond Nilsen Rapporten oppsummerer leveransene til utbyggingsfasen av Goliat om lag midtveis i prosjektet. Rapporten gir videre en beskrivelse av de ulike oppdragene som må gjennomføres for å realisere utbyggingsprosjektet. Deretter foretas en fordeling av kontraktene på geografisk nivå og bransje. Rapporten vektlegger spesielt norsk leverandørindustri sin konkurranseposisjon i et globalt marked. Goliat, leveranser, offshore Dato 5.desember 2013 Antall sider 73 Utgiver Northern Research Institute Alta Kunnskapsparken Markedsgata 3, PB 1463 9506 Alta Foretaksnr NO 983 5551 661 MVA TELEFON 78457100 EPOST post@finnmark.norut.no Hjemmeside: www.norut.no/alta Forside Bilde på forsiden er gjengitt med tillatelse fra Eni Norge. 4

5

Forord Denne rapporten inngår som den fjerde rapporteringen i forskningsprosjektet Følgeforskning av regionale ringvirkninger av Goliat-prosjektet og Eni Norges virksomhet i nord. Oppdraget er finansiert av Eni Norge og ledes av Norut Alta. Bedriftene som er intervjuet har vært vesentlig for å komme i mål med arbeidet. Styringsgruppen med Finnmark fylkeskommune, Vest-Finnmark regionråd, Fylkesmannen i Finnmark, Eni Norge og Hammerfest kommune takkes for nyttige innspill underveis. Trond Nilsen, prosjektleder, Norut Alta 6

7

Innholdsfortegnelse Forord 6 Sammendrag 10 1 Goliat prosjektet et geografisk perspektiv 16 1.1 Følgeforskning av regionale ringvirkninger av Goliat-prosjektet 16 1.2 Hva har norsk oljevirksomhet bidratt til? 16 1.3 Hvordan ser et olje- og gassprosjekt ut? 17 1.4 Den globale oljeindustrien i Finnmark 19 1.5 Ni utviklingstrekk for petroleumsnæringens inntog i nord 20 1.6 Valg av utbyggingsløsning for Goliat-prosjektet ble tatt i en krevende kontekst 23 1.7 Goliat og forventninger i samfunnet 24 1.7.1 Driften av Goliat 24 1.8 Konsesjonsvilkår rettet fra Stortinget til utbygger 25 1.8.1 Tiltak for å øke petroleumsrettet kompetanse og rekruttering til næringen i landsdelen 25 1.8.2 Tiltak som vil øke regionale og lokale ringvirkninger 25 1.9 Framdriftsplan i Goliat-prosjektet 26 2 Datainnsamling 28 2.1 Avgrensninger i studien 28 2.2 Tynt erfaringsgrunnlag om leveranser til offshore-prosjekter 28 2.3 Datainnsamling 29 2.4 Data 30 3 Goliat-prosjektet og kontraktstruktur 32 3.1 Utbyggingsprosjektet Goliat 32 3.2 Et oljeprosjekt i faser 34 3.3 Kontraktregime i Goliatprosjektet utbyggingsfase 35 3.4 Goliat-kontraktene: Få og store EPC-kontrakter 37 4 Goliat-prosjektet og kontraktene 40 4.1 Aktører og hierarkier i nasjonal undervannssegment (subsea) 40 4.2 Hyundai Heavy Industries (FPSO) 42 4.3 Aker Subsea - Subsea Production Systems 43 4.3.1 Bruk av underleverandører 44 4.4 Technip Norge 44 4.5 DOF Subsea 46 4.6 Vicinay Cadenas 47 4.6.1 Leverandørhierarkiet i denne kontrakten 47 4.7 APL Norway AS (Arendal) 47 4.8 ABB 48 4.8.1 Subsea-kabel 48 4.8.2 ABB og Hyundai Heavy Industries (HHI) 49 8

4.8.3 ABB og Eni Norge ventil-leveranse 49 4.9 Siemens 50 4.10 Aker Pusnes 50 4.11 Lankhorst 51 4.12 Sevan Marine 51 4.13 Boreoperasjoner og relaterte tjenester 52 5 Oljevernberedskap, inspeksjon og avfallshåndtering Goliat-prosjektet 53 5.1 Organisering av oljevernberedskap 53 5.2 Goliat og oljevernberedskap 54 5.3 Leverandører til oljevernberedskap og forsyningstjenester 55 Nofi: 55 Norlense 55 Polarkonsult: 56 Troms Offshore 56 Finnmark Gjenvinning 57 Kystnær beredskap 57 Arctic Protection 57 6 Leveransene fordelt på fase, bransje, geografi og volum 58 6.1 Inngåtte kontrakter mellom Eni Norge og hovedleverandører 58 6.1.1 Samlet kostnadsoversikt og hovedkontrakter i utbyggingsprosjektet ved utgangen av 2012 58 6.2 Produksjonsboring med støttetjenester 59 6.3 Bygging av flyter for produksjon, lagring og lossing. 61 6.4 Utstyrsleveranser til undervannssystemer 62 6.5 Elektrifisering, undervannskabel 63 6.5.1 Elektrifisering på land 63 6.6 Lossesystem, ankring og oppdrift 63 6.6.1 Havanlegg marine installasjonsarbeider forankring og oppkobling FPSO på feltet 64 6.7 Tidligfase design- og utviklingskontrakt og serviceavtale Sevan Marine 64 6.8 Direkteleveranser til Goliatutbyggingen utenom hovedkontraktene 65 6.9 Verdi av utført arbeid ved utgangen av november 2012 65 7 Goliat-prosjektet sin posisjon og rolle i Norge og Nord-Norge 67 7.1 Lokale og regionale leverandører til utbyggingsprosjektet Goliat 67 7.2 Oppsummering av utbyggingsfase Goliat 67 7.2.1 Internasjonal industri og leveranser til Goliat utbyggingsfase 67 7.2.2 Nasjonal industri og leveranser til Goliat utbyggingsfase 68 7.2.3 Lokale leveranser til Goliat 71 7.2.4 Subsea- og offshoreprosjekt en arena for regional deltakelse i utbyggingsfasen? 71 9

Sammendrag Dette er en underveis-rapportering og oppsummerer de viktigste kontraktene og tallene når det gjelder leveranser fra næringslivet i Norge, Europa og Asia til utbyggingsprosjektet Goliat i Barentshavet. Tallene er fra oppstart i utbyggingsprosjektet til og med desember 2012. Det som er tilfalt av oppdrag og utført arbeid etter dette er ikke med i denne rapporteringen. Denne rapporten handler om hvilke bedrifter i den globale leverandørindustrien som har levert varer og tjenester til Goliat-prosjektet i Barentshavet. I rapporten gir vi en oversikt over inngåtte hovedkontrakter på til sammen 36,7 milliarder kroner mellom Eni Norge og leverandører i et globalt marked for offshore leverandørindustri. I tillegg viser vi en bransjefordelt og geografisk oversikt over de enkelte kontraktene og hvilke leverandører som har vært brukt i Goliat-prosjektet. Selve utbyggingsprosjektet Goliat settes sammen av forskjellige industriselskaper i en globalt integrert produksjonskjede. Oljeplattformen, FPSO (Floating, Production, Storage and Loading), bygges i Ulsan i Sør-Korea. Den er designet av personell i Sandvika og Arendal (Sevan Marine) samt detaljprosjektert i Ulsan (Hyundai Heavy Industries) og London (Chicago Bridge & Iron). Sammensetningen av flyteren ble igangsatt i november i 2011. I november 2012 ble skroget bygget ferdig og dekksutrustningen begynner å ta form. Boligmodulen ble løftet på skroget i november 2012. Etter planen skal produksjonsplattformen fraktes med spesialskip til Finnmark i løpet av vår/tidlig sommer 2014, og etter landligge og klargjøring ved Polarbase slepes på feltet mot slutten av året. De viktigste undervannsproduksjonssystemene designes og produseres av Aker Subsea med kjerneaktivitet fordelt mellom Egersund, Moss, Tranby, Aberdeen og Oslo. Monteringen og installeringen av disse systemene gjennomføres av Technip Norge. I tillegg designer, fabrikerer og installerer Technip felt- og stigerør som forbinder FPSO`en med produksjonssystemene. Et svenskeid selskap, ABB, skal utvikle og produsere kabelen som skal forsyne plattformen med strøm fra land. Britiske Western Geco har samlet inn seismikken på feltet. Vicinay Cadenas, et selskap i Bilbao i Spania, har ansvar for design og produksjon av kjetting-elementer som skal som inngår i forankringssytemet for Goliat-plattformen i Barentshavet. Et hollandsk selskap, Lankhorst, produserer polyesterliner i Portugal som utgjør den resterende del av forankringssystemet til FPSO`en. Videre fabrikerer DOF Subsea, et Bergens-selskap, sugeankere og frakter kjetting- og polyesterliner til Hammerfest. Ulstein Design & Solutions fra Møre og Romsdal har på oppdrag for et dansk rederi spesialdesignet et støtteskipskip til Goliat-plattformen. Gjennomgangen understreker at den petroleumsspesifikke kompetansen ikke er geografisk konsentrert og sentralisert, men spredt geografisk i Norge, Europa og Asia. Bygging av et produksjonsanlegg med en størrelse som Goliat krever et utall mengde av varer og tjenester fra generell anleggsvirksomhet og bespisning, til svært kompliserte, spesialproduserte utstyrskomponenter for selve produksjonsplattformen. Dette innebærer en stor spredning i etterspurt kompetanse og personell for å realisere utbyggingsprosjektet. I olje- og gassprosjekter definerer ofte de teknologiske forutsetningene utfallet av hvilke leverandører som velges, samt hvilke leveranser som oppstår og hvilke ringvirkninger som dannes i ettertid. Goliat-prosjektet, lik de fleste petroleumsprosjekter, har høy teknologisk og organisatorisk vanskelighetsgrad og utbyggingen preges av kompleksitet. Det er derfor ikke gitt at prosjektet skal føre med seg rekruttering av lokal 10

arbeidskraft og leveranser for lokalt/regionalt næringsliv. Alle innehavere av hovedkontrakter har behov for underleveranser, enten i form av direkte innkjøp av varer og tjenester, eller at oppdraget ble satt ut på anbud. På denne måten ser vi at det oppstår et hierarki av kontrakter. Hvor mange nivåer et slikt hierarki består av og hvor stor del av kontraktssummen som tilfaller hovedkontraktøren, varierer sterkt mellom hovedkontraktene. Erfaringen fra Goliat utbyggingsfase er at det tildeles få og store EPC-kontrakter i utbyggingsprosjektet. I korte trekk innebærer modellen at leverandører har gjennomgående ansvar fra prosjektering til bygging og levering. Det medfører at innehavere av slike store EPC-kontrakter må være av en betydelig størrelse for å kunne håndtere en økonomisk og kommersiell risiko som ligger i bunn av enhver EPC. De enkelte kontraktene i utbyggingsprosjektet fordeler seg på følgende måte: Det er inngått kontrakter innenfor produksjonsboring til en verdi av 8,5 milliarder kroner. Det er flere forskjellige bedrifter som går inn i denne summen. Noe under halvparten av dette gjelder leie av riggen Scarabeo 8 fra leverandøren Saipem. Resten av kostnadene går med til ulike serviceselskaper, rederi (støtteskip), logistikk- og vareleverandører som jobber rundt Scarabeo 8 under produksjonsboringen. Renovasjon,- helikopter- og forsyningsbasekontraktene i boreoperasjonene utgjør samlet i størrelsesorden 700 millioner kroner, hvorav en vesentlig del av arbeidet utføres av lokalt av Polarbase og lokale avdelinger av leverandørbedriftene SAR og Bristow. I hovedkontrakten med Saipem er cateringoppgavene tildelt Norsk Offshore Catering, som igjen forventes å kunne gjøre en del lokale innkjøp. Hyundai Heavy Industries har inngått kontrakt med Eni Norge til en verdi av 11 milliarder kroner for bygging av flyteren for produksjon, lagring og lossing (FPSO). Utstyrsleveranser utgjør om lag 60 prosent av denne hovedkontrakten. Av dette utgjør bulk og rør av stål 40 prosent. I all hovedsak er bulk levert fra Japan og Korea. Av den totale kontraktsverdien utføres design og ingeniørarbeid i stor grad i Korea. Det Norske Veritas har hatt en viss oppdragsmengde knyttet til beregning av skrogstyrke. Videre har Chicago Bridge & Iron i London assistert HHI med detaljprosjektering. Når det gjelder produksjon har denne delen av kontrakten sterk grad av koreansk innhold. 38 norske utstyrsleverandører har imidlertid sikret seg kontrakter med Hyundai med en verdi på til sammen nær 2,4 milliarder norske kroner. Leverandørene er lokaliserte med tyngdepunkt i Rogaland og Oslo/Akershus, men også Nordland er representert med leveranse av utvendige dører fra Rapp Bomek i Bodø. Installasjonskontrakten med Technip Norge utgjør 2,2 mrd kroner av totalverdien i prosjektet. Denne kontrakten var pr desember 2012 nærmere 80 prosent ferdigstilt. Dette er en kontrakt med design, fabrikasjon og installasjon av fleksible stigerør for produksjon, vanninjeksjon og gassinjeksjon. Kontrakten krever en rekke underleveranser av rør kjøpt fra Asia, kabler, belegg, oppdriftselementer i tillegg til basetjenester, personell, lossing og lasting. Technips egen produksjon foregår i stor grad i Orkanger, mens andre større norske leverandører er Aker Moss og Aker Solutions med produksjon av Stangeland Glassfiber i Arendal og Eide Marine Service i Kvinnherad. Underleveransene utgjør i størrelsesorden 625 millioner kroner, hvorav norske leverandører står for rundt 270 millioner kroner. Lokale og regionale leveranser utgjør i denne kontraktenrundt 25 millioner kroner, fordelt med halvparten på logistikk og basetjenester, herunder leie av fartøy og helikopter, lostjenester, havneavgift og transport, og fordelt med halvparten på installasjonsarbeider og utstyr. De viktigste aktørene her er Hammerfest Industriservice, Polarbase og Harstad Mekaniske Verksted. 11

De systemene som skal binde sammen Goliat-brønnene, samt transportere oljen til produksjonsplattformen, er laget og levert av Aker Subsea. Den inngåtte kontrakten har en verdi på 2,5 milliarder kroner. Kontrakten er løst ved et utstrakt bruk av Akers egne verft, men også et omfattende leverandørnettverk, både nasjonalt og internasjonalt. Underleveransene kommer fra 258 utenlandske og 184 norske leverandører, men vi har ikke hatt tilgang til kontraktstall for disse. Molab i Mo i Rana og Polarbase i Hammerfest er blant de norske underleverandørene til denne kontrakten. ABB har hatt ansvar for sjøkabelen som skal forsyne Goliat FPSO med kraft fra land. Denne kontrakten har en verdi på 676 mill kroner. Arbeidet med å ferdigstille kabelen er i all hovedsak gjennomført i Sverige ved ABBs kabelfabrikk i Karlskrona. De fire største underleveransene er hhv Emas sitt Oslokontor for to store underleveranser, i tillegg til et hollandsk selskap og et britisk. Uttrekk av underleveranser til denne kontrakten større enn 5 millioner kroner utgjør til sammen 209 millioner kroner, hvorav 120 millioner kroner til 15 utenlandske leverandører, i hovedsak innen installasjonsindustrien. Tilsvarende leveranser fra 37 norske leverandører utgjør 89 millioner kroner. Siemens har ansvar for elektrifisering fra land, inklusive bygging av infrastruktur og anlegg. Kontrakten har en verdi på 243 millioner kroner. Avdelingen til Siemens i Trondheim har stått for planlegging og ingeniørarbeidet, mens elementene i transformatorstasjonen er kjøpt fra Siemens i Tyskland og de har også foretatt produksjonen. De viktigste underleverandørene er Skanska, Bravida og Istad. Sweco og Norconsult er også blant leverandørene. De direkte underleveransene utgjør samlet rundt 165 millioner kroner. På tredje nivå i leverandørkjeden finner vi 13 lokale leverandører. De aller fleste under bygg- og infrastrukturkontrakten til Skanska, to fra Troms og en fra Nordland. I tillegg til dette har Hammerfest Energi og Hammerfest Energi Nett hatt to kontrakter, i tillegg til en kontrakt for rådgivning og støttetjenester til Eni Norge. DOF Subsea-kontrakten omfatter produksjon og installasjon av 14 sugeankere, forhåndsinstallasjon av kjetting, polyestertau og flyteelementer, midlertidig forankring av FPSO-en (flyteren) utenfor Hammerfest, og endelig uttauing og oppkobling på feltet. Verdien på DOF-kontrakten er på 300 millioner kroner. Den viktigste underleverandøren er det finske selskapet Ruuki. Noen lokale leverandører har mindre underleveranser på logistikksiden. APL-kontrakten består av en oljelossestasjon som er fast montert på Goliat-FPSO flyteren. Kontrakten har en verdi på 126,7 mill. kroner. Slange og trommel er produsert hhv i Italia og Singapore, mens trommelhus og avlastningsutstyret er produsert i Norge - sistnevnte i Mandal. Aker Pusnes` kontrakt med Eni Norge omfatter utvikling og levering av 14 fester for ankerkjettinger om bord på den sylindriske Goliat-plattformen. I tillegg skal Aker Pusnes levere vinsjer til ankerkjettingene. Verdien på kontrakten er 150 mill. kroner. Norske underleveranser fra 10 underleverandører utgjør 43 millioner kroner og fire utenlandske underleverandører har leveranser for 55 millioner kroner. Vicinay Cadenas skal levere 14 forankringskjettinger og tilhørende oppkoblingsutstyr. Kontrakten har en verdi på 148 mill. kroner. Stålet utgjør den største komponenten og alt betjenes fra en bedrift og det utgjør 40 % av totalverdien. Lankhorst skal levere fortøyningsliner og flyteelementer til Goliat FPSO. Verdien på kontrakten er på 80 mill. kroner. Polyesterlinene produseres i Portugal ved Lankhorst sin portugisiske avdeling. Verdien av Eni Norges direkteinnkjøp til Goliatutbyggingen utenom hovedkontraktene utgjorde ved utgangen av 2012 nær 1 milliard kroner, hvorav rundt 600 millioner kroner fra norske leverandører. Leveranser fra oljeserviceselskap og tekniske rådgivingsselskap utgjør brorparten av dette. Foreløpig kommer de største norske direkteleveransene til Eni Norge utenom hovedkontraktene fra leverandører lokalisert i Rogaland og Akershus/Oslo. Lokale direkteleveranser fra Finnmark utenom hovedkontraktene utgjør så langt rundt 90 millioner kroner. 12

Ved utgangen av november 2012 var verdien av utført arbeid i Goliat utbyggingsfase med alle hovedkontrakter til sammen 15 milliarder kroner. Fordelt på fase utgjorde prosjektering og studier 1,6 milliarder kroner, innkjøp 1 8,6 milliarder kroner, fabrikasjon og installasjon 2,5 milliarder kroner og prosjektledelse, forberedelser og støtteaktiviteter 2,3 milliarder kroner. Mens utbyggingsaktivitetene i 2011 hadde en verdi på 4,4 milliarder kroner var verdien av aktivitetene i 2012 på over 8 milliarder kroner. Samlet lokal andel av utbyggingskostnadene på dette tidspunkt er vanskelig å anslå, da vi ikke har fått full oversikt over underleveransene i alle hovedkontraktene. Nasjonale klynger og industri, forstått som etablerte system- og installatørbedrifter i offshorenæringen, har gjennom Goliat-prosjektet bygd seg opp til å bli enda bedre rustet til å håndtere kommende utbyggingsprosjekt på norsk sokkel. Det er spesielt tre regioner som peker seg ut og som innehar de største leverandørmiljøene i norsk sammenheng på Goliat-prosjektet. Det første er det offshorebaserte ingeniør- og planleggingsmiljøet rundt Fornebu og Sandvika i Oslo-regionen. Her sitter også spesialistene på tegning og planlegging i disse bedriftene, selv om de er geografisk spredt også på andre regioner. Det andre er miljøet rundt Agder med spesialkompetanse på lastesystemer for olje, og det tredje er subseamiljøet i Hordaland samt Rogaland. Felles for disse selskapene er at de over tid har bygd seg opp gjennom virksomhet på norsk kontinentalsokkel og globalt for å kunne betjene stadig flere oppdrag. Dette spiller seg ut i form av økt konkurranseevne og kvalitet til å håndtere etterspørsel fra operatørselskaper også når petroleumsvirksomheten beveger seg inn i nye områder. Et viktig aspekt er at disse leverandørene er spesialister innenfor et eller flere offshorekonsept. Det handler ikke om å bygge en fabrikk på land med et prosessanlegg, men å bygge en offshoreinstallasjon hvor oljen lastes på skip og føres til mottaksanlegg og raffinerier direkte fra Barentshavet. Det betyr at utbyggingsprosjektet først og fremst er bygging av en offshore-installasjon, men også noe infrastruktur på land. Regionale aktører, inkludert regionalt næringsliv, vil uavhengig av utbyggingsløsning være sentrale i arbeidet med å skape regionale ringvirkninger. Denne rapporten har vist at regionene i Norge er ulikt posisjonert for å håndtere dette. De sterke regionene er nevnt over, mens regioner som Sogn- og Fjordane, Oppland og Hedmark ikke er involvert i utbyggingsprosjektet. De nordligste regionene er i liten grad involvert som leverandører til selve utbyggingsprosjektet. Dette endrer seg med innføringen av kystnær og strandsone oljevernberedskap. Her spiller de tre nordnorske regionene en rolle både som arena for å utvikle nye former for oljevernberedskap, og fordi det er nordnorske bedrifter som har en aktiv rolle i de nye systemene i Goliat-beredskapen. Dette skaper ringvirkninger i samfunnene i nord, bl.a. for opplæringsinstitusjoner og båtslipper hvor ombyggingen av båtene foregår. Sist, men ikke minst, viser den nye modellen for oljevernberedskap at det er mulig å trekke synergier mellom næringer. Fiskerinæringens kunnskap om strøm- og havforhold har en rolle i utviklingen av maritime tjenester som kan vise seg å ha stor relevans for oljevernberedskap i nord. Goliat har en betydelig andel undervannsteknologi i prosjektet. Bred teknologisk innsats og satsing på undervannssystemer over flere år har gitt resultater og materialiseres i Barentshavet. Om lag 50 prosent av produksjonen av olje og gass på norsk kontinentalsokkel skjer nå via undervannsinstallasjoner ( havbunnsbrønner ). Denne andelen vil øke framover. Konseptet fra Goliat-prosjektet vil være høyaktuelt for framtidige utbyggingsprosjekter i nordområdene også framover. Dette betyr at de samfunnsmessige erfaringene fra utbyggingsprosjektet trolig vil være viktig som referanseramme for framtidige utbyggingsbeslutninger. 1 Procurement 13

Det reiser seg flere problemstillinger med utspring i denne rapporten hvor regionen Finnmark og Nord-Norge gjøres relevant. Først, vi erfarer at etablerte nasjonale klynger styrker seg blant annet gjennom Goliat-prosjektet. Virkemiddelapparatet, regional stat, regionale myndigheter har bidratt over flere år med finansiering av denne kunnskapsøkonomien. En utfordring er hvordan en bør innrette virkemiddelapparatet og skape interesse i industrien for å utvikle læringsarenaer i nord? Deretter er det en forutsetning at dersom det skal oppstå læring i nord fordrer det aktivitet innenfor næringen. Den lokale aktiviteten i dette offshoreprosjektet er lokalisert til en arena - klyngekimen i Hammerfest. Her satses på styrking av V&M, opparbeide støttefunksjoner for rigg og undervannsteknologi, samt oljevern. Hvordan kan en legge til rette for en slik satsing og spissing, og kan man oppnå en form for regional konsensus? Til sist, har det regional politiske nivå i Nord-Norge vektlagt samarbeid med Rogaland (som har operatørselskapene), mens store deler av kunnskapsøkonomien i leverandørindustrien nasjonalt er forankret i Agderfylkene og Osloregionen. Bør man tenke nytt når det gjelder utvikling av allianser? 14

15

1 Goliat prosjektet et geografisk perspektiv 1.1 Følgeforskning av regionale ringvirkninger av Goliat-prosjektet Denne rapporten handler om hvilke bedrifter i den globale leverandørindustrien som har levert varer og tjenester til Goliat-prosjektet i Barentshavet. I rapporten gir vi en oversikt over inngåtte hovedkontrakter på til sammen 36,7 milliarder kroner mellom Eni Norge og leverandører i et globalt marked for offshore leverandørindustri. I tillegg viser vi en bransjefordelt og geografisk oversikt over de enkelte kontraktene og hvilke leverandører som har vært brukt i Goliat-prosjektet. Dette er den fjerde rapporten fra forskningsprosjektet Følgeforskning av regionale ringvirkninger av Goliat. Den første rapporten handlet om hvilke forventninger bedrifter, politikere og forvaltningen i Nord-Norge hadde til Goliat (Eikeland, Nilsen, Karlstad og Ringholm 2010). Den andre rapporten dreide seg om hvilke strategier de offentlige aktørene har i å skape ringvirkninger og hvordan de kommuniserer om ringvirkninger mellom kommuner og institusjoner (Nilsen og Ringholm 2011). Den tredje rapporten presenterer 1100 ungdommer i Finnmark sine preferanser for yrkesdeltakelse i petroleumsnæringen, planer for utdanning og regionens attraktivitet som en følge av petroleumsnæringen (Abelsen, Aure og Nilsen, 2012). Følgeforskningen er over i en ny fase. Vi setter fokus på hvilke type leveranser utbyggingsfasen av prosjektet har gitt for den globale leverandørindustrien i Norge og Nord-Norge. Vi plasserer leveransene geografisk etter fylke og land. Deretter redegjør vi for utvalgte internasjonale leveranser basert på flere kilder. Så belyser vi utvalgte underkontrakter som går utenom hovedkontraktene fordi disse kan vise seg å ha relevans både for industrien i Norge og i Nord-Norge. Vi befinner oss halvveis i gjennomføringen av følgeforskningsprosjektet. Slik sett er dette en underveis-rapportering. Rapporten utgjør derfor ikke det totale bildet av leveranser til Goliatprosjektets utbyggingsfase. Vi satte strek for datainnsamlingen i desember 2012. Det som har påløpt av kontrakter siden denne dato er ikke tatt med i vår rapportering. Den endelige rapporteringen av utbyggingsfasen vil finne sted ultimo 2014. 1.2 Hva har norsk oljevirksomhet bidratt til? Oljevirksomheten i Norge kan både betraktes fra et makro-økonomisk og et mikro-økonomisk perspektiv. Et makro-økonomisk inntak vil være at en nasjonal høykonjunktur preger olje og gassnæringen på norsk kontinentalsokkel. Dette har bidratt til at det med jevne mellomrom har blitt lansert flere ideer om å igangsette kø-ordninger for utbyggingsprosjektene for å dempe presset på den makro-økonomiske veksten i Norge. Argumentene mot et slikt kø-system er i all hovedsak at investeringer i utbyggingsprosjektene varierer sterkt med oljepris: En investeringsbeslutning på et tidspunkt og produksjonsstart i en helt annen fase gir stor usikkerhet for operatørselskapene og risiko for bruk av kapital. Et annet forhold er at norske olje- og gassutbygginger aktivt må forholde seg til svingninger i konjunkturene i internasjonal industri. Det gjelder spesielt norske offshore-prosjekter som vil være mer eller mindre avhengig av produksjon av skrog og topside fra Asia. Petroleumsnæringen ble i liten grad påvirket av finanskrisen i Europa rundt 2009. Økonomisk nedgang i Europa ble oppveid av økonomisk vekst i Asia. Så lenge norsk petroleumsindustri er såpass avhengig av internasjonale faktorer som oljepris og kapasitet til å produsere viktige innsatsfaktorer i 16

en gitt produksjon, vil det være vanskelig å argumentere for å dempe aktiviteten på norsk sokkel. De internasjonale svingningene vil fortsette å være uavhengig av en potensiell kø-ordning på norsk sokkel. Et annet sentralt moment er den lange ledetiden 2 i norsk petroleumsvirksomhet: Å bruke oljeog gassektoren som konjunkturpolitisk virkemiddel vil trolig være lite treffsikkert. I perioden mellom tildeling og utbygging kan nasjonen oppleve både to og tre konjunkturbunner og konjunkturtopper. Tiden det tar fra en investeringsbeslutning tas til produksjon er igangsatt er fortsatt betydelig. Sterke konjunktursvingninger vil komme i sykluser uavhengig av forsøk på planøkonomisk styring av denne sektoren. Det vil derfor være krevende å utvikle incentiver for operatørselskapene om å bruke typisk 500 millioner kroner til seismikk og leting dersom myndighetene signaliserer at de ikke vil godkjenne utbyggingsprosjektet i Stortinget med risiko for lav oljepris og nedgangstider i norsk økonomi. Utviklingen av stabile rammebetingelser, forutsigbarhet og sterke industrielle føringer fra myndighetene har derfor vært viktig for å utvikle en solid og global petroleumsindustri i Norge. Denne næringen har hatt stor økonomisk betydning for utviklingen av det norske samfunnssystemet. Gjennom mer enn 40 år har produksjonen på norsk sokkel bidratt med nærmere 9000 milliarder kroner til Norges BNP. Sektoren står for over 20 prosent av samlet verdiskapning her i landet (OED 2012). Petroleumssektoren står for mer enn en firedel av statens inntekter, og en antar at om lag 200 000 personer er sysselsatt direkte og i tilknyttede næringer. Det er kun et par kommuner i Norge som ikke nyter godt av arbeidsplasser og aktivitet fra sektoren. Man har oppnådd en effektiv inndragning av proveny ut fra en ansvarlig formuesforvaltning som i dag utgjør 3775 mrd. kroner (Osmundsen, 2012). Videre har olje og gassindustrien i Norge bygget opp en kompetent og konkurransedyktig oljenæring (Engen, 2002). Det er sikret sysselsetting gjennom en betydelig norsk andel av leveranser til nasjonal og global industri (Vatne, 2007). I dag foregår dette som en følge av sterk konkurransedyktighet. Etter hvert har betydelige utenlandsaktiviteter for norske selskaper medført mindre avhengighet til norsk sokkel, og den norske petroleumsnæringen er i stor grad globalisert (Blomgren, 2011). Det siste gjelder spesielt for bedrifter innenfor undervannssegmentet 3 (subsea) og maritim industri. 1.3 Hvordan ser et olje- og gassprosjekt ut? Et makroøkonomisk inntak vil ikke være hovedanliggende i denne rapporten. Vi er opptatt av de industrielle investeringene i Goliat som skal ligge i Barentshavet og hvilke effekter disse investeringene skaper på land. Før vi går over til Goliat som et konkret utbyggingsprosjekt, skal vi gjennomgå en del av de viktige tidlige fasene i et utbyggingsprosjekt fra igangsetting og planlegging til produksjonsstart. Dette gjør vi for å bedre kunne formidle og forstå hvilket industrielt system et utbyggingsprosjekt som Goliat inngår i. Operatørselskaper som investerer på norsk sokkel gjør store irreversible og usikre investeringer. Operatørselskapene må videre vente i mange år før inntektene kommer. Da Snøhvit ble igangsatt hadde det gått over 15 år fra funnet ble gjort, med Goliat vil det ta 14 år. Dette er ikke utypisk for norsk sokkel og representerer det vi må kalle for et normalt tidsvindu fra funn til produksjon 4, selv om vi nå ser tendenser til at ledetiden oftere kan kuttes ned noe med nye standardiserte utbyggingskonsepter. 2 Tidsrommet fra en investeringsbeslutning tas fram til investeringen er gjennomført og feltet produksjonsklart. 3 Begrepene undervannsteknologi og «subsea» brukes om hverandre og betyr det samme; Utstyr og tjenester for å betjene produksjon av hydrokarboner under vann. 4 Informasjon Oljedirektoratet november 2012 17

Et oljeprosjekt har ulike faser. Den første fasen handler om at operatørselskapene søker etter områder de ønsker å lete innenfor. Videre tildeles det produksjonslisenser fra departementet. Den tredje fasen handler om reservoarevalueringer og eventuelle suppleringer av ny seismikk.. Deretter går selskapene over i letefasen. Her legges det ned store kostnader i dagrater for leie av rigg og et kostbart system knyttet til kjøp av seismikkdata. Spesielt har kostnadene for leie av rigg vært svært store de siste årene. Dagratene utgjorde høsten 2012 om lag 450.000 dollar for standard enheter i Norge, mens dypvanns/vinter-enheter får i dag rater på 550.000 dollar. 5 Det er krevende å sammenlikne borekostnader mellom land på grunn av forskjellige brønner, geologi, høyere personellkostnader, men ikke minst som en følge av en del særnorske standarder satt i forbindelse med NORSOK-prosessen. 6 Tall fra SSB i 2012 viser at de siste 10 årene har kostnadene for leie av rigg økt med 50%. En studie som nylig er gjennomført viser at riggene som opererer i norsk kontinentalsokkel har langt høyere dagrater enn de riggene som opererer i britisk sektor (Osmundsen og Rosendahl 2012). Som en respons til knapphet i tilgang til rigger og det høye kostnadsnivået, ble det satt ned et regjeringsoppnevnt utvalg som presenterte sine konklusjoner for å få ned kostnadene i 2012, det såkalte «Riggutvalget». 7 Vi går ikke inn i resultatet fra utredningen, men viser til tall fra studier som peker på at i krevende utbyggingsprosjekt ligger kostnadene til leting og brønn på om lag 45-50 % av totalkostnadene i prosjektet. Dette forteller noe om kostnadsnivået og den økonomiske risikoen selskapene tar i letefasen. I løpet av denne prosessen legges det ned et betydelig arbeid hvor geologiske fagmiljøer i operatørselskapene har en viktig rolle for å definere hvilke områder man skal søke på og hvilken seismikk som burde tas videre til beslutning om søknader. I forbindelse med denne prosessen leveres det inn søknad om lisenser, og deretter tildeler Olje- og energidepartementet lisenser basert på enkelte prioriteringer. Disse prioriteringene er industrielle, hvor hensyn til å sikre kapasitetsutnyttelse i eksisterende infrastruktur veier tungt i vurderingene. Det er hensyn til eksisterende rørnett, mottaksanlegg og produksjonsinnretninger som veier tyngst i prioriteringene. Eksempelvis har det de siste årene blitt stadig mer fokus på å utvinne mer ressurser fra eksisterende innretninger og felt. Dette er et aktivt satsingsområde for myndighetene. En annen viktig prioritering er at myndighetene søker å sikre gassforsyningen til eksisterende kunder på kontinentet. Viktige faktorer i denne sammenheng er inngåtte gasskontrakter og at prioriteringen foretas på en måte som gjør at nasjonen Norge sin troverdighet som en stabil og forutsigbar leverandør holdes i hevd i et internasjonalt marked. Det er i denne sammenheng viktig å peke på at disse beslutninger tas under betydelig usikkerhet hvor man verken kjenner oljepris eller framtidige funn (Osmundsen 2012). Når vi beveger oss over i en fase med tildeling av lisenser, flyttes fokus over på operasjonelle gjøremål i operatørselskapet. Man går da i gang med prøveboringer. I denne fasen er også de betydelige kostnadene til leie av rigg et viktig element og med på å skape risiko for operatørselskaper uten en solid kapitalbase i grunn. Denne fasen vil eksempelvis være helt kritisk for nye operatørselskaper uten eierskap i nåværende prosjekter hvor de kan hente inntekter for å finansiere letebrønnene. Dersom man gjør funn, evaluerer man størrelsen, lønnsomheten og eventuelle utbyggingsmuligheter. I denne fasen setter operatørselskaper ut forskjellige studier til leverandørselskaper og 5 http://offshore.no/nyheter/nyhetskategori.aspx?qcat=45 6 Norsok er et prosjekt igangsatt i 1993 av statsråd Finn Kristensen. Målsettingen var å redusere gjennomføringstiden av prosjekter og driftsog utviklingskostnader for petroleumsinstallasjoner på norsk sokkel. Prosjektet var et samarbeid mellom operatørselskapene, Norsk olje og gass, Norsk industri og myndighetene. Et vesentlig resultat var utarbeidelsen av Norsok-standarder som er nye industristandarder som erstatter de fleste interne spesifikasjoner i operatørselskapene. Norsok-standardene revideres stadig. 7 «Økt bore- og brønnaktivitet på norsk sokkel. Utredning fra en ekspertgruppe nedsatt av Olje- og energidepartementet19.desember 2011. Avgitt torsdag 16.august 2012». Utvalget ble ledet av Eivind Reiten. 18

konsulentselskaper. I denne fasen igangsettes eksempelvis FEED 8 -kontraktene hvor det i en tidlig fase undersøkes hvilke tekniske løsninger som er mulig basert på det aktuelle prospektet. Man vurderer i tillegg tilgjengelig teknologi i markedet, og ut fra det legges viktige tekniske premisser for et framtidig utbyggingsprosjekt. I etterkant av FEED-fasen tas investeringsbeslutningen vedrørende prosjektrealisering eller en beslutning om at det tekniske og økonomiske underlaget må modnes ytterligere før endelig investeringsbeslutning. Dersom det kommer opp en investeringsbeslutning fra lisensen, tar det fortsatt flere år å bygge ut. Denne beskrivelsen av hovedpunkter i en tidlig fase i et utbyggingsprosjekt beskriver viktige elementer i ledetiden for operatørselskapet. I lys av debatten som har vært framme i opinionen om å igangsette kø-ordninger for utbyggingsprosjekter, viser denne gjennomgangen hvilken økonomisk og teknologisk risiko operatørselskapene tar i faser før investeringsbeslutning fattes. Fra et industrielt perspektiv utgjør stor usikkerhet og lang ledetid avgjørende faktorer for selskapenes lønnsomhetsvurderinger og at de får bygge ut når de har forventet. 1.4 Den globale oljeindustrien i Finnmark Funnet av olje i produksjonslisensen 229, som har fått navnet Goliat, ble gjort høsten 2000. Dette var ett år forut for beslutningen om igangsettelse av Snøhvit-prosjektet på Melkøya. Det var selskapet Norsk Agip, nå Eni Norge, som var leteoperatør. De fant og testet olje ved bruk av plattformen Transocean Arctic. Om lag ett år senere ble det gjennomført en ny boring, og denne gang testet brønnen positivt for både olje og gass. Fra 1. januar 2004 var Eni Norge formelt å regne som operatør. 9 Den 9. januar 2006 fullførte riggen Eirik Raude nok en boring med testing av petroleumsforekomstene. Det foreløpige reserveestimatet er på 27,5 standard kubikkmeter olje (Sm 3 ). 10 Utbyggingen av Goliat-feltet styres av et italiensk eid konsern, oljeselskapet Eni S.p.A., med forretningsadresse registrert i Milano i Lombardy-regionen nord i Italia. Datterselskapet Eni Norge AS har siden 1964 vært engasjert i leteaktivitet i Norge, og første produksjon av olje kom i 1971 fra Nordsjøen og Ekofisk-feltet. Eni Norge er operatør på 13 letelisenser og lisenspartner i 40 andre andeler på norsk kontinentalsokkel. 11 Planlegging, design, innkjøp og bygging av Goliat styres av et partnerskap bestående av konsernet Eni Norge og Statoil Petroleum. Det er det norske datterselskapet med hovedkontor i Stavanger som huser nøkkelpersonellet i utbyggingsprosjektet. I tillegg til Eni Norges egne ansatte har operatørselskapet en 8 Feed står for Front End Engineering Design og innebærer prosjektering av et gitt konsept i en tidlig fase. 9 I denne tiden endret Agip navn til Eni E&P og det var på et tidspunkt to Eni selskaper i Norge i forbindelse med at Eni Norge kjøpet opp Fortum Petroleum. Norsk Agip og Eni Norge opererte formelt en tid i parallell inntil de ble slått sammen til Eni Norge. 10 Goliat er lokalisert i blokkene 7122/7 og 7122/8, samt deler av blokkene 7122/9, 7122/10, 7122/11 og 7123/7. Utvinningstillatelse 229 ble tildelt i 1997, mens utvinningstillatelse 229B ble tildelt i 2007. Kun en liten del av Goliat ligger i utvinningstillatelse 229B. Norske Agip (nå Eni) ble tilbudt operatørskapet i 229 i 1997 med SDØE, Philips Petroleum Norge, Enterprise Oil Norge og Neste Petroleum som deltagere. Siden tildelingen i 1997 har det vært flere endringer på deltagersiden i lisensene. I 2012 dag er det to deltagere i lisens 229 og 229B, Eni Norge (operatør) med 65 % og Statoil ASA med 35 % i de to lisensene. 11 Tall fra 2010, fra Oljedirektoratet 19

betydelig andel innleid personell som er spesialister på utvalgte områder. Disse nøkkelfunksjonene leies inn for mer eller mindre tidsavgrensede perioder. En slik organisatorisk praksis er gjennomgående i de fleste operatørselskaper. 1.5 Ni utviklingstrekk for petroleumsnæringens inntog i nord Olje- og gassnæringen er i ferd med å legge viktige premisser for den nordnorske nærings- og samfunnsutviklingen. Denne næringen er påvirket av utviklingen i globale markeder, utviklingen i oljepris og tidligere hendelsesforløp på norsk kontinentalsokkel. Vi skal nå presentere en del av disse faktorene som legger føringer for enhver analyse av olje- og gassutviklingen i nordområdene. Petroleumsnæringen er en global næring. Flere viktige innsatsfaktorer hentes globalt. Riggnæringen har tunge aktører i Bermuda. I tillegg består næringen på norsk sokkel av en høy andel utenlandsk personell og innleide konsulenter fra utlandet. Aktiviteten på norsk sokkel er dermed mindre viktig for norske operatørselskaper, og ikke minst for leverandørindustrien, sammenliknet med 1980 og 1990- tallet. Den internasjonale eksponeringen er over tid blitt betydelig. Eksemplene fra oppbyggingen av norsk oljeindustri på starten av 1970-tallet bærer preg av hvordan amerikanske og britiske selskap, mer eller mindre frivillig, lærte opp nordmenn (Ryggvik 2000). Dette er ikke en næring som vokste fram som en følge av nasjonale bedriftsentreprenører eller gode ideer som stammer fra Norges næringsliv. Utgangspunktet var kombinasjon av en styringsvillig stat, multinasjonale selskaper sin tørst etter olje på norsk sokkel og utenlandsk ekspertise når det gjelder teknologi og erfaringsbasert kunnskap. Denne kunnskapen ble, som vi vet, overført til norske arbeidere etter hvert som denne næringen vokste i Norge. Petroleumsnæringen er ikke en ny næring verken i Norge eller Nord-Norge. Funnet av Ekofisk i 1969 ble det første kommersielle funnet i Nordsjøen. Igangsettelsen av Norne i 1997 ble det første petroleumsprosjektet i Nord-Norge. Altså ble Norne igangsatt 28 år etter funnet av Ekofisk, tilsvarende kom gassfeltet Snøhvit i produksjon 38 år etter. Dette har gitt noen viktige regionale utgangspunkt som vi gjennom følgeforskning av Goliat skal følge opp og diskutere underveis i forskningsprosjektet. Et av disse er i hvilken tidsperiode petroleumssektoren beveget seg nordover. Noen vil si at dette fant sted allerede på 1980-tallet, men de fleste er enige om at denne aktiviteten først for alvor ble synlig i landsdelen sent på 1990-tallet og tidlig på 2000-tallet. Vi behandler i denne rapporten en nasjonal næring med en sterk posisjon og betydelig rolle når vi ser denne næringen i et nasjonalt perspektiv. Det er fra en overordnet nasjonaløkonomisk strategi svært viktig at denne næringen gis gunstige rammevilkår og forutsetninger for videre ekspansjon. Årsaken til det er fordi næringen bringer store kapitalinnskudd til statsbudsjettet som politikerne på Stortinget igjen kan drive fordelingspolitikk av. Dette er en næring hvor selskapenes økonomiske hensyn stilles som et fundament, og det er ikke en arena for regionale politiske interesser. Årsaken til det er for det første at skattleggingen av selskapene er betydelig og utgjør pr dato 78 %. 12 For å legitimere denne særskatten på 50 % overfor selskapene, i tillegg til den ordinære overskuddsskatten, har det utviklet seg en praksis om ikke å blande seg for mye inn i oljeselskapenes utøvelse av den daglige virksomheten. Dette stiller såkalte «nyere petroleumsregioner» overfor små muligheter mht. egne 12 Skattesatsene er endret pr juni 2013 i form av skatteskjerpelser: Det handler om å senke satsene for friinntekt ved petroleumsinvesteringer fra 7,5 til 5,5 prosent per år. 20

strategier. Det regionale handlingsrommet er lite og de regionale spillereglene er heller ikke spesielt godt definerte (Arbo 2010). 13 De leveransene som oppstår av et utbyggingsprosjekt skaper ikke bare effekter for de bedriftene som er direkte involvert. Ofte skapes det ringvirkninger for deres underleverandører, for lokalsamfunnet de inngår i og for samfunnet rundt. Når man diskuterer ringvirkninger er det viktig å være klar over bredden i begrepet. Det finnes minst to «hovedskoler» som betrakter ringvirkninger nokså forskjellig. Den første/klassiske måten er opptelling av sysselsetting, leveranser og produksjon i bedrifter og videre beregne de genererte etterspørselseffektene dette igjen skaper nedover i leverandørnivåene og fra økt privat forbruk som følge av endringer i sysselsettingen. Her måles ringvirkninger gjennom økonomien ved aktivitets- og etterspørselsendringer. Den andre handler om vekstteori og betingelser for dette. Vi ser etter selskapsstrategier, næringsklynger og entreprenørskap (Arbo, m.fl. 2007). Forhold som demografi og sosiale forhold er viktige faktorer som også kan trekkes inn i studiene, men ofte faller utenfor eller gis begrenset oppmerksomhet i studie av ringvirkninger. I Følgeforskning Goliat er vi opptatt av begge disse to hovedretningene, men i denne rapporten er vi opptatt av den klassiske måten å beregne ringvirkninger gjennom å følge kontraktene og slik sett legge et kontraktuelt perspektiv på utbyggingsprosjektet. Næringen preges av et fåtall operatørselskaper og en rekke aktører som forsøker å påvirke deres agenda (Nilsen 2008). Dette betyr at gevinstene ved samarbeid mellom aktørene, som ligger under operatørselskapene i en hierarkisk struktur, potensielt er store. Det er rimelig å anta at samarbeid minimerer risiko, både teknologisk og økonomisk. Erfaringene fra Nord-Norge er delte på dette punktet. Oppdatert kunnskap om kommunesamarbeid og næringslivssamarbeid i forbindelse med petroleumsutvikling i nord viser et to-delt bilde. På den ene siden ble det identifisert forsøk på samarbeid mellom bedrifter i Alta og Hammerfest i forbindelse med utbyggingen av Snøhvit (Eikeland, m.fl 2009). Diverse markedsmessige og infrastrukturelle hindringer medførte imidlertid at samarbeidet ikke lot seg realisere. På den andre siden viser en senere studie at kommunene i Finnmark i liten grad samarbeider for å oppnå ringvirkninger av utbyggingen av Goliat (Nilsen og Ringholm 2011). Det er kommunenes direktekontakt med operatørselskapet som preger arbeidet med ringvirkningene og ikke felles initiativ fra kommuner med en del av de samme utfordringene. Det kan synes som de politiske kampene mellom kommuner, og spesielt kampen om å tiltrekke seg funksjoner og arbeidsplasser - herunder hegne om sine egne prosjektideér, er med å hindre samarbeid mellom kommuner som kunne realisert sterkere allianser både næringsmessig og politisk. De ringvirkningene som oppstår skjer i tett dialog med næringsliv og industri på de ulike stedene og innenfor den tradisjon bedriftene i region har for å arbeide med dette. Det typiske for nord er at andelen industrisysselsatte er lavere sammenliknet med landet sett under ett. Mønstret gjør seg også gjeldende for forretningsmessig tjenesteyting. Dersom vi oppsummerer andelen verkstedindustri, verftsindustri og petroleumstjenestenæring etter sysselsetting, ser vi dette illustrert. Figur 1-1 Andel sysselsatte verkstedsindustri, verftsindustri og petroleumstjenestenæring i prosent. Stedsfordelt. 13 Skattesatsene ble endret i juni 2013: Myndighetene reduserte den såkalte «friinntekten» for oljeselskapene. Mulighetene for innblanding fra myndigheter er også regulert av EU regler. 21

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Andel av samlet sysselsetting i regionen - Tjenester tilknyttet olje og gass - Metallvareindustri - Maskinvareindustri - Elektrovareindustri - Instrumenter og teknisk utstyr - Bygging av fartøy og oljeplattformer Verkstedindustri, verftsindustri og petroleumstjenestenæring, sysselsettingsandel 12% 10% 8% Aukra/Molderegionen Kristiansundregionen 6% Aure/Hemne Sandnessjøenregionen 4% Hammerfestregionen 2% Harstadregionen 0% Figuren viser utviklingen i andel sysselsatte innenfor typiske petroleumsindustri på utvalgte steder med olje- og gassvirksomhet (Nilssen, Karlstad, Angell, Nilsen, Hervik, Bræin og Bergem 2012). For denne rapporten er spesielt utviklingen i Hammerfest relevant hvor vi ser en utvikling som preges av nedgang i industrisysselsatte, før vi får en stigning rundt 2003/2004 som en følge av petroleumsvirksomheten. Den sistnevnte veksten er i tillegg veldig spesialisert og innrettet mot petrosektoren. Før denne tiden var det en relativ lav andel industrisysselsatte som man kunne forvente var kompatibel med den inntogende industrien. Hoveddelen av de norske oljeleverandørene/oljeservicesegmentet er geografisk lokalisert i Oslo/Akershus, Agder, Hordaland, Rogaland (Vatne 2008). Vi ser en relativ betydelig utvikling som er med å utfordre dette etablerte bilde. Vi er vitne til en forflytting av denne industrien nordover, og det er spesielt tre steder i Nord-Norge som preges av mønstret (Eikeland, Nilsen, Karlstad 2010, Karlstad 2011, Nilssen, 2012), nemlig de tre H-ene: Harstad får noen etableringer rundt forvaltning og letefunksjoner knyttet til petroleumsindustrien, men også Aibel som er en ledende vedlikeholds- og modifikasjonsbedrift etablerer seg i den nordnorske oljebyen (Nilssen, m.fl. 2012). Videre ser vi at Helgelandsregionen med Brønnøysund og Sandessjøen, i tillegg til etablerte basefunksjoner trekker til seg utvalgte bedrifter innenfor petroleumsindustrien. I Hammerfest finner vi en rekke etableringer og funksjoner fra oljevernbase, forsyningsbase og helikopterbase til etablering av driftskontraktører og operatørselskapers driftsorganisasjoner. For øvrig har systemleverandøren Aker Solutions etablert sitt hovedsete for satsing i nord i Tromsø og bidrar til utviklingen der. Dette indikerer at leverandørene følger etter selskapene når de arbeider på prosjekt (Eikeland, Nilsen og Karlstad 2010). Fremvekst av petroleumsklyngen i Hammerfest bekrefter at operatørselskapenes aktivitet fungerer som attraksjon på leverandørindustriens geografiske bevegelser. Vi erfarer at dette mønstret spesielt er tydelig når det gjelder de etablerte og mer erfarne systemleverandørene, enten det gjelder til driftsfaser eller til utbyggingsprosjekter offshore. Oppmerksomheten rundt mulighetene i nord knyttet til petroleumsvirksomheten har vært betydelig. Listen over rapporter, utredninger, scenarioer og prognoser er lang. 14 Dette har vært en blanding av faglige utredninger, bestillinger fra interesseorganisasjoner og næringsliv samt vurderinger av hvilke 14 Roland, m.fl. 2006; Barlindhaug 2005, 2006; Hippe, m.fl. 2007, Kunnskapsparken Nord 2009, 2010, 2011, 2012, Ryssdal Energy 2012). 22

leveransemuligheter bedrifter fra nordnorsk næringsliv ville få i lys av petroleumsnæringens inntog i nord. En del av motivasjonen bak utredningene og prognosene har vært å forberede samfunns- og næringsliv på hva som ville komme av aktivitet. Volumet av oppmerksomhet disse prognosene får i media gjør at det kan være fristende å glemme hvilken posisjon den nordnorske petroleumsvirksomheten har på norsk sokkel. Det er lett å la seg friste og forlede av forventninger om ringvirkninger. I 2014 vil nordnorsk sokkel ha 6 utbyggingsprosjekter i produksjon gjennom Norne, Snøhvit, Skarv, Marulk, Skuld og Goliat. I tillegg kommer Aasta Hansteen i produksjon i slutten av 2016. På slutten av 2014 vil altså 6 av 75 felt i produksjon forsynes fra nordnorske forsyningsbaser og helikopterbaser. Det utgjør 7,8 % av den totale produksjon på norsk sokkel. I lys av faktorene trukket opp overfor vil vi derfor argumentere for at resultatene fra denne rapporten må sees i et lys hvor nordnorsk petroleumsvirksomhet fortsatt er, nemlig i en tidlig fase. Utviklingen går imidlertid raskt mot nord, og det gjenstår mye arbeid for å kunne ta ut et potensial for leveranser og andre typer medvirkning i utbyggings- og driftsprosjekter. 1.6 Valg av utbyggingsløsning for Goliat-prosjektet ble tatt i en krevende kontekst Goliat-prosjektet ble godkjent av Stortinget 18.juni 2009. Regjeringen godkjente Eni Norges søknad om PUD i mai 2009. I nasjonale, regionale og lokale medier ble Goliat-saken, naturlig nok, framstilt forskjellig. I forkant av utbyggingsprosjektets godkjenning i Stortinget regisserte media tre forskjellige posisjoner i framstillingen av Goliat (Leknes og Thygesen 2010). På den ene flanken finner vi debatten om økonomi og utbyggingsprosjektet. Sentrale spørsmål i denne debatten handlet om prosjektet var drivverdig eller såkalt marginalt. På den andre flanken var Aftenposten opptatt av diskusjonen om miljø og fisk sin posisjon i forhold til Goliat prosjektet. Hensyn til natur og klima ble også vektlagt. Begreper om sameksistens og nærhet til land utgjorde sentrale stikkord i debatten. Til sist, men ikke minst, var de lokale og regionale mediene opptatt av lokale arbeidsplasser og ringvirkninger (op.cit:203), samt hvilken utbyggingsløsning Eni Norge skulle velge. En viktig motivasjon for ordførere, fylkeskommune og andre interesseorganisasjoner i nordnorsk samfunnsliv for å arbeide for ilandføring av oljen, handlet nettopp om et ønske om arbeidsplasser. Vurderingen var enkel: Det var større sannsynlighet for leveranser fra bedrifter i nordnorsk næringsliv dersom man bragte oljen til land, mot å velge en offshoreløsning og bøyelasting av olje ute på feltet. Eni Norge på sin side hevdet at denne forskjellen i realiteten ville være liten og dessuten at prosjektet bare ville være økonomisk lønnsomt dersom utbyggingen ble en ren offshoreløsning. I løpet av debatten skifter bl.a. næringsorganisasjonen Petro Arctic og den anerkjente petroleumslobbyisten Barlindhaug, posisjon i debatten. De snur fra å argumentere mot offshoreløsning til å argumentere på linje med Eni Norges prefererte utbyggingsløsning. På den måten ble det i løpet av våren 2009 et skifte i den politiske debatten i Nord-Norge hvor den tidligere unisone opptattheten av ilandføring ble brutt av aktører med betydelig innsikt i næringen. Et hovedargument fra Eni Norge var at det ikke fantes slik teknologi som gjorde prosessering av olje på land mulig, samt at kostnadsestimatene for nødvendig forskning- og utvikling var svært usikre i tillegg til vesentlig høyere sammenliknet med den valgte løsningen. Anno 2012 kjenner vi utfallet både av debatten og beslutningen om Goliat i Stortinget. Politikere i nord var opptatt av ilandføring. Miljøbevegelsen krevde at prosjektet ikke ble bygd ut. Regjeringen anbefalte og Stortinget vedtok at Goliat skulle bygges ut med en offshoreløsning (op.cit:214). Vi ser at krav fra lokalt og regionalt hold, fra miljøbevegelsen og fra interesseorganisasjoner i disse interessenes randsone, i liten grad vant gjennomslag for sine syn i debatten om Goliat. 23