Dette er Snøhvit:
Utvinnbare ressurser:
- ·193 milliarder kubikkmeter naturgass
- ·17,9 millioner kubikkmeter kondensat, tilsvarer 113 millioner fat
- ·5,1 millioner tonn flytende våtgass (NGL)
Havdyp: 250 - 345 meter
Utbyggingsløsning: Fjernstyrt havbunnsutbygging og rørtransport til land
Rørledning:143 kilometer lang flerfaseledning
Årlige salgsvolumer:
- ·5,67 milliarder standard kubikkmeter LNG, tilsvarer 4,1 millioner tonn
- ·0,5 - 0,9 millioner standard kubikkmeter kondensat,
- ·150 000 - 250 000 tonn NGL
Skipninger:Om lag 70 skipslaster LNG per år, et skip hver 5, dag
Prosjektgjennomføring: Anleggsstart første halvår 2002 - forpliktelse til å levere gass fra 1. oktober 2006. Forsinket produksjonsstart til 1. desember 2007.
Investeringer: 58,3 milliarder løpende kroner til utbygging av felt, rørledning og landanlegg.
I tillegg kommer kostnader knyttet til bygging av LNG-skip.
Arbeidsplasser: 350 - 400 nye arbeidsplasser i Hammerfest, 160 av disse ved LNG-anlegget
Produksjonsperiode: 2007 - 2035
Snøhvit-eiere:
- ·Statoil ASA (operatør)33,53%
- ·Petoro* 30,00%
- ·Total E&P Norge AS18,40%
- ·Gaz de France12,00%
- ·Amerada Hess Norge AS3,26%
- ·RWE Dea Norge AS2,81%
*Petoro AS er rettighetshaver for statens deltakerandel (statens direkte økonomiske engasjement - SDØE)
KOMMENTAR
Snøhvit er suksess til tross for overskridelser og forsinkelse
Tekst : Anders J. Steensen ( anders.steensen@tu.no )
Flere av Statoils store utbyggingsprosjekter har hatt brukt langt mer penger enn opprinnelig budsjettert. Det begynte i 80-årene med utvidelsen av Mongstad-raffineriet. Det fortsatte med Sleipner, så fulgte Norne, Åsgard og til sist Kristin, med budsjettsprekker. Det er mange forskjellige grunner til overskridelsene, men for offshore-utbyggingene skyldes som regel endring i arbeidsomfang, eller som for Åsgard og Kristin – store vanskeligheter med boring av produksjonsbrønnene. I tillegg har Kristin møtt store utfordringer på undervanns produksjonsanlegget på grunn av de høye trykkene og temperaturene. Noe som man allerede fra starten av visste var vanskelig, men et teknologiløp som Statoil allikevel har valg å fullføre. Ingen hadde tidligere laget undervannsutrustning for så høye trykk og temperaturer, og det er grunn til å gratulere Statoil med at de bryter nye grenser, selv om det koster.
Anke kostet
For Snøhvit-prosjektet er situasjonen annerledes. Her har brønn og boringskostnadene vært som forutsatt, det samme gjelder undervannsanlegget. Det som derimot har kostet store summer, er utbyggingen av landanlegget. Først ble det fordyret på grunn av at Bellona anket Stortingets vedtak om tre års avskrivningstid til ESA. Dette utsatte prosjektet med et halvt år, og påførte rundt 500 millioner til en milliard kroner i ekstra kostnader. Deretter ble produksjonskapasiteten økt med 25 prosent, noe som medførte at prisen økte med ytterligere fem milliarder.
Manglet sentrale ressurser
Men de største problemene er knyttet til gjennomføringsmodell. Linde har en såkalt EPCS Engineering Procurement, Construction Supervision, og PA – Project Advisor kontrakt, pluss at de skal levere selve kjernen i anlegget – kjøleren som skal omdanne metan til LNG. Statoil har selv sittet med ansvaret for prosjektstyring og den kommersielle delen av gjennomføringen.
Spørsmålet som kan reises er om Statoil hadde tilstrekkelige ressurser til å styre prosjektet. Under de første Statoil-prosjektene var prosjektstyringen utført av konsulentselskaper som egne kontrakter, såkalte PSC – project services kontrakter. Etter press fra blant andre norsk leverandørindustri og innføring av Norsok standarder, ble kontraktsformene endret, slik at det var hovedkontraktor som utførte disse oppgavene i de såkalte EPC-kontraktene – Engineering Procurement Construction. Dette var kontrakter hvor Statoil fikk levert ferdige produksjonsanlegg til avtalt tid og pris. Dette er lønnsomt for oljeselskapene, fordi de selv slipper å sitte med stor kapasitet innen prosjektstyring, samtidig som leverandørindustrien må fokusere på prosjektgjennomføringsevnen.
De norske kontraktsformene ble forlatt for Snøhvit. Byggeoppdraget, blant annet for prosessanlegget ble lagt ut på en fabrikasjonskontrakt, og ikke unaturlig gikk oppdraget til Dragados i Spania som har lavere timepris en de øvrige europeiske verftene.
Tidlig i prosjektet ble det klart at prosjektstyringskapasiteten hos prosjektledelsen var for dårlig, og Statoil måtte styrke denne. Men skaden var allerede skjedd, Linde leverte ikke tegninger og innkjøpspakker i tide. Spanjolene fikk ikke det utstyret og de tegningene de skulle ha for å kunne levere prosessanlegget for LNG-fabrikken i tide. Men et tidspunkt stod fast – avgang fra verftet og slep opp til Hammerfest.
Avdekket store mangler
Til tross for at Dragados økte arbeidsinnsatsen, var det uklart hvor mye arbeid som gjenstod da lekteren med prosessanlegget ble sendt til Hammerfest i fjor sommer. Det norske Veritas fikk oppdraget med å foreta en grundig sjekk når anlegget var på plass på Melkøya. For et år siden var svaret gitt: en ekstraregning på nær 1 milliard euro, og utsatt oppstart med minimum åtte måneder.
Måtte vente overskridelser
Deltagerne i Snøhvit-lisensen er derimot godt fornøyd med prosjektet. Ikke minst fordi det bryter nye grenser og er porten inn i Barentshavet og arktiske strøk. – En må alltid regne med store ekstrakostnader når det bygges nye anlegg i områder som det tidligere ikke er drevet utbygginger. Det er vår erfaring, sier en sentral kilde i Norske Shell, som ikke har eierandeler i prosjektet, men som kan se prosjektgjennomføringen litt fra sidelinjen..
Det som derimot er underlig er at etter hva TU erfarer, regnet Norsk Hydro ut at kostnadene for landanlegget i 2001 kroner ville være 33 milliarder kroner, mot det tallet som står i Plan for utbygging og drift, 14,5 milliarder. Justert for inflasjonen, ville Hydros anslag i dag gitt en sluttsum for for landanlegget på 38 milliarder kroner, hvilket er svært nær den summen som i dag er ventet for utbyggingen på Melkøya.
Må betegnes som suksess
Selv om overskridelsene på Snøhvit er formidable, betyr ikke dette så mye i Statoils regnskaper. Så lenge selskapene i lisensen er i skatteposisjon, så dekkes overskridelsene i alt vesentlig av de norske skattebetalerne. Og siden prosjektet ble mer eller mindre fremskyndet og tvunget igjennom etter politisk press i forkant av Stortingsvalget i 2001, er det ikke annet å vente at beslutningsunderlaget i forkant var for dårlig.
Norges skattebetalere dekker kostnadene, de ansvarlige i både Statoil, Storting og regjering er for lengst ute av sine posisjoner. Allikevel må projektet regnes som er suksess. Lisensinnehaverne kommer til å tjene gode penger på salg av gass og kondensat, veien til arktisk er åpnet, og ikke minst – det er ny giv i Finmark, - oljefeberen herjer.
"An Adventure is an experience hazardous in nature compromised of a series of unexpected events." Kilde: Wikipedia
På et utsiktspunkt over LNG-anlegget på Melkøya sitter en kullsvart ravn og skuer mot oss med et stålblikk. Den passer nærmest perfekt inn i bildet. Statoil har spilt mye på eventyr og overtro i profileringen av Snøhvitprosjektet, og ravnen er en myteomspunnet fugl. Blant annet trodde man at den varslet ulykke.
Statoil har brent seg kraftig på Snøhvit. Etter stadige forsinkelser har kostnadene skutt i været til svimlende 58,3 milliarder kroner, hele 19 milliarder kroner over opprinnelig budsjett. I 2001 hevdet Statoil at det kun var 10 prosent sannsynlighet for at investeringskostnadene skulle bli høyere enn 38,0 milliarder kroner.
Usikkert og umodent
Det er hovedsakelig LNG-anlegget på Melkøya som skaper problemer. Dette er verdens nordligste og Europas første anlegg for nedkjølt og flytende naturgass. Statoil og det tyske ingeniørselskapet Linde har utviklet ny teknologi for å kjøle ned Snøhvit-gassen. Arbeidet viste seg å være langt vanskeligere enn de trodde på forhånd.
– Vi driver teknologisk pionerarbeid som innebærer en god del usikkerhet. Men det var ikke gambling. Vi ga våre beste prognoser til Stortinget. Likevel er det klart at deler av prosjektet var umodent, sier Kojedal.
Hvem har skylden for de store overskridelsene?
– Vi skal gå grundig gjennom hva som har gått galt i etterkant av prosjektet. Men først konsentrerer vi oss om å få det ferdig, sier Kojedal.
Det har versert rykter om at Snøhvit vil bli enda dyrere enn de tallene som Statoil nå opererer med. Kojedal avviser dette som spekulasjoner.
Tør du garantere at det ikke blir ytterligere forsinkelser og kostnadsøkninger?
– Jeg tør ikke garantere noen som helst. Men alt tyder på at ordinær drift starter som planlagt 1. desember 2007 og at vi holder oss innenfor kostnadsrammen på 58,3 milliarder kroner.
Staten tar kostnadene
Selv om Statoil og de andre rettighetshaverne har brent seg på prosjektet, svir det ikke så mye som man skulle tro. Gassprisen har mer enn doblet seg etter at Plan for utbygging og drift ble levert til Stortinget. Dessuten har Norge et skattesystem som gjør at staten tar 70-80 prosent av kostnadsoverskridelsene.
Inntekt fra petroleumsvirksomheten er belagt med en ekstra skatt på 50 prosent. Det betyr at den totale satsen er 78 prosent. Dermed vil bare 22 prosent av overskridelsene bli utgiftspost for rettighetshaverne. Statoil vil derfor med sin andel på 33 prosent få en ekstrautgift på 7 øre per krone. (1 x 0,22 x 0,33 = 7). I en kronikk i Aftenposten antyder Nils-Henrik Pettersson, partner i Advokatfirmaet Schjødt, at dette kan gi operatøren et begrenset incitament til å fokusere på kostnadene.
Tøffe forhold
Ved Hammerfest flyplass beiter flokker med reinsdyr, uvitende om det nye eventyret som har begynt på Melkøya rett utenfor. Hammerfest er en av verdens nordligste byer på 70°40' nordlig bredde. Klimaet i arktiske strøk gir store utfordringer.
– Det regner rett ned i dag. Jeg tror faktisk det er første gang jeg har opplevd at det ikke blåser, sier Kojedal. Han forteller at arbeidet blir mer komplisert på grunn av været. Alle kritiske anleggsdeler som ikke er ferdigstilt må beskyttes med presenninger. Og ofte må arbeidet legges ned på grunn av sterk vind.
Nye prosjekter
Snøhvit er den første utbyggingen i Barentshavet. Kojedal mener prosjektet vil legge til rette for et petroleumseventyr i området. – Når infrastrukturen først er på plass, vil veien ligge åpne for flere nye prosjekter i Barentshavet. Snøhvit-utbyggingen har skapt optimisme i Nord-Norge, sier han.
Vi får likevel håpe at ravnen på utsiktspunktet ikke varsler om mer motgang på Melkøya.
Nye markeder
Norge har lenge eksportert gass til Europa gjennom gassrørledninger, men nå kan den norske gassen nå nye markeder.
– Naturgassen fra Snøhvit er vår inngangsbillet til det raskt voksende gassmarkedet i USA. Årlig skal det skipes 2,4 milliarder kubikkmeter LNG til mottaksterminalen Cove Point på den amerikanske østkysten. Og vi har sikret oss en intensjonsavtale om å levere opp til 10 milliarder kubikkmeter LNG årlig når terminalen utvides om få år. Da kan vi også levere gass fra andre områder, sier Kojedal. Han understreker at det er strategisk viktig å ha innpass på en mottaksterminal i USA fordi kapasiteten er i ferd med å sprenges.
Verdens mest energieffektive
Statoil har i samarbeid med Linde utviklet en patentert LNG-teknologi for å kjøle ned naturgassen. Den nye løsningen og et kaldt arktisk klima gjør LNG-anlegget til verdens mest energieffektive, noe som også innebærer betydelige utslippsreduksjoner.
Det benyttes en ny generasjon spiralrørvarmevekslere. Disse varmevekslerene er kompliserte konstruksjoner med masse tynne aluminiumrør som er spunnet i spiral for å kunne kjøle ned naturgassen fra omgivelsestemperatur til -163 grader Celsius, hvor naturgassen blir flytende.
Prosessen Mixed Fluid Cascade (MFC) er utviklet av et Statoil og Linde. Her er det tre forskjellige sykluser som henger sammen i kaskade, alle med blandede kjølemedier hvor sammensetningen kan endres i drift (for å tilpasses endringer i naturgassen).
Det inngår tre kretsløp i kaskadeprosessen for kjøling ned til ulike temperaturnivåer, hver med blandede kuldemedier med ulik sammensetning av nitrogen, metan, etan og propan.
Ved overgangen fra gass- til væskeform, reduseres gassens volum 600 ganger. Dette gjør lagring og transport enklere.
Tidenes lengste flerfasetransport
De tre feltene Snøhvit, Albatross og Askeladd bygges ut med undervannsinstallasjoner. Det er boret 20 produksjonsbrønner og én injeksjonsbrønn for karbondioksid på havdyp på mellom 250 og 330 meter. Ingen installasjoner vil være synlige på havoverflaten, og alle strukturer på havbunnen er overtrålbare. Ubehandlet gass og kondensat (lettolje) føres gjennom en 143 kilometer lang flerfaseledning fra feltene til LNG-anlegget på Melkøya. Dette er verdens lengste flerfasetransport.
700.000 tonn karbondioksid skal hvert år fjernes fra brønnstrømmen og føres tilbake til egnet reservoar på feltet. – Dette gjør vi kun av miljøhensyn, sier Sverre Kojedal, informasjonsleder for Snøhvit.
