3 Gjennomføring av offshore olje/gassprosjekter

Vurdering-av-prosjekter

Innhold på siden


 

Offshore olje/gass-prosjekter deles hovedsakelig inn i en planleggingsfase og en gjennomføringsfase. I planleggingsfasen utarbeides det endelige arbeidsomfanget, det settes opp en plan for gjennomføringen, det legges en kontraktstrategi, tilbud fra leverandører hentes inn og kontraktør velges. En viktig del av planleggingsfasen er å utarbeide gode realistiske estimater for gjennomføringstider, krav til arbeidsinnsats og kostnader. Gjennom mulighetsstudier, konseptstudier og forprosjektering modnes prosjektet fram til et detaljeringsnivå som det kan tas en evt. beslutning om utbygging på. Forprosjekteringen (FEED – Front End Engineering Design) danner et viktig grunnlag for PUD-søknaden til myndighetene.

Store offshore olje/gass prosjekter omfatter mange avhengige aktiviteter, og et vellykket resultat er avhengig av at alle involverte ferdigstiller sine leveranser til rett tid. Aktiviteter foregår på ulike geografiske steder og det kreves utstrakt kommunikasjon og godt samarbeid mellom aktørene.

En vanlig prosjektgjennomføringsmodell brukt på norsk sokkel involverer flere beslutningspunkter underveis i prosjektets levetid. Forut for disse beslutningene blir det gjennomført kvalitetssikring i ulike former, både interne og eksterne. Intern kvalitetssikring omhandler teknisk kvalitet så vel som tverrfaglig og kommersiell kvalitet av prosjektet basert på erfaringsdata fra andre prosjekter operatøren har innsikt i. Ekstern kvalitetssikring kan omfatte ekstern benchmarking og partnergjennomganger (PEER) som bidrag til forbedringer samt til å sikre en god forankring av prosjektet i hele partnerskapet.

Myndighetenes «Veiledning til PUD og PAD (plan for anlegg og drift)» fokuserer på planlegging, organisering og gjennomføring av utbyggingsprosjekter. I veiledningen vises det til at det normalt skal innsendes en tidsplan for utbyggingen og at prosjektet bør være utredet så langt at alle investeringselementer kan estimeres med rimelig sikkerhet før PUD sendes til myndighetene.

Prosjektstyring defineres som de systemer som skal til for å utarbeide planene, følge opp at planene realiseres og eventuelt treffe korrektive tiltak undervegs. Prosjektgjennomføringen skal styres inn mot ferdigstillelse til rett tid innenfor en gitt kostnadsramme.

 

Figur 3.1 - Last ned pdf

Figur 3.1 Generell prosjektutviklingsmodell

 

 

 3.1 Ansvarsforhold 

 

Ved tildeling av utvinningstillatelse skal departementet utpeke eller godkjenne en operatør (petroleumsloven (pl) § 3-7). Operatøren har ansvaret for den daglige ledelse av interessentskapets virksomhet, herunder gjennomføring av enkeltprosjekter (ref 13 «Artikkel 3).

Rettighetshaver er den som er tildelt rettigheter etter den enkelte tillatelse (pl § 1-3) og har det overordnede ansvaret for å drive petroleumsvirksomheten på en forsvarlig måte

Etter gjeldende lov er rettighetshaver pålagt en særskilt oppfølgingsplikt («påseplikten»). Rettighetshaver plikter i henhold til pl §10-6 siste ledd å påse at enhver som utfører arbeid for seg overholder bestemmelsene gitt i eller i medhold av loven. I tillegg har rettighetshaver (normalt operatør) ved å trekke inn andre deltakere i virksomheten, direkte styring og kontroll med utøvelsen av den samlede virksomheten gjennom blant annet å sette krav, vilkår eller rammer for kvalitet og effektivitet. 

På vegne av og etter instruks fra de øvrige rettighetshavere i tillatelsen, forestår operatøren den daglige ledelse av virksomheten. Operatøren har derfor et særlig ansvar for at virksomheten samlet foregår på en forsvarlig måte og i samsvar med de til enhver tid gjeldende regler. De øvrige rettighetshaverne (interessentskapet enkeltvis og samlet) skal blant annet ved gjennomføring av revisjoner, påse at operatøren oppfyller sine særskilte operatørplikter, og gjennom budsjetter og beslutninger med videre legge forholdene til rette for operatørens arbeid.

Rettighetshavers påseplikt vil i hovedsak være knyttet til å se til at operatør oppfyller sine forpliktelser. I praksis vil dette innebære at rettighetshaver skal påse at operatør og andre deltakere i virksomheten har et tilfredsstillende styringssystem, har en tilfredsstillende organisasjon, tilstrekkelig kapasitet, ivaretar problemområder som myndighetene har særlig fokus på, innhenting av nødvendige tillatelser og samtykker etc.

Ansvaret for å påse at regelverket etterleves er en generell og overordnet oppfølgingsplikt ved gjennomføring av all petroleumsvirksomhet. Rettighetshavers oppfølgingsplikt innebærer at rettighetshaver før og under kontraktsinngåelse samt ved gjennomføring av virksomheten, skal føre kontroll med at alle deltakere er kompetente og kvalifiserte til å drive petroleumsvirksomhet.

I henhold til «Avtale for Petroleumsvirksomhet» (artikkel 11) skal alle rettighetshavere bidra i strategiarbeidet med fokus på mål, valg av kurs og overvåking av hele virksomheten. Operatøren er pliktig til jevnlige å rapportere status, avvik og tiltak til styringskomiteen.  

Rettighetshaverne plikter å bidra til styring og kontroll av interessentskapets virksomhet. I utbyggingssaker påhviler det derfor rettighetshaverne et ansvar om å aktivt benytte de ulike selskapenes erfaring og kompetanse til å forbedre og sikre kvaliteten på prosjektene. Viktige milepæler og beslutninger om videreføring skal tas av rettighetshaverne. Dette gjelder så vel ved beslutningspunkter i planleggingsfasen som ved statusgjennomganger og beslutninger om eventuelle korrektive tiltak i gjennomføringsfasen.

 

 3.2 Prosjektoppfølging

 

Forutsetningene for at et prosjekt skal lykkes med gjennomføring i henhold til tids- og kostnadsramme legges i planleggingsfasen.  Prosjektgrunnlaget skal inneholde både realistiske planer med innebygd fleksibilitet og et realistisk budsjett med buffer for å ivareta endringer.  En annen viktig forutsetning er at kontraktene som inngås med leverandørene har presise beskrivelser av arbeidsomfanget. Dette vil fremme god kommunikasjon og redusere potensialet for misforståelser mellom partene. En videre forutsetning er at både operatør og leverandør samt underleverandører har nødvendig kompetanse. 

For et offshoreprosjekt på norsk sokkel har alltid operatøren det overordnede ansvaret for den daglige ledelsen og prosjektgjennomføringen, og det er derfor en forutsetning at operatøren selv har god prosjektgjennomføringskompetanse, inklusiv kjennskap til krav på norsk sokkel. Det er videre operatørens ansvar å sikre at nødvendig kompetanse også innehas av leverandørene. Dette er et ansvar operatøren har uavhengig av hvilken kontraktsform som velges. For et prosjekt vil kompetanse og dermed kvalitet i alle ledd være et viktig suksesskriterium.

Prosjektoppfølging i gjennomføringsfasen vil i hovedsak bety å følge opp kontraktsmessige forhold, sikre god kostnads- og fremdriftskontroll, styre prosjekteringsarbeidene, følge opp byggearbeidene, foreta innkjøp/materialstyring og kvalitetssikring. Fordelingen av disse oppgavene mellom operatør og leverandør kan variere og reguleres i ulike kontraktstyper. Uansett vil operatøren ha det overordnede ansvaret på vegne av rettighetshaverne, og vil måtte se til at framdrift og kostnader er i henhold til planene samt sikre kvaliteten på leveransene.

Gjennomføringsfasen deles i detaljprosjektering, bygging og uttesting/oppstart. I detaljprosjekteringen utarbeides de endelige grunnlagstegningene for byggingen. Det utarbeides mer nøyaktige beregninger av vekter, plass, materialbehov og det igangsettes innkjøp av materialer.

 

 3.3 Kostnadsestimering

 

Kostnadene ved PUD/PAD-innsendelse er estimert. Et estimat vil måtte ta høyde for usikkerheter i prosjektet. Kostnadene blir derfor estimert innenfor et intervall med en viss grad av konfidens. For å få større sikkerhet i estimatene kreves det mer detaljert prosjektering. Det vil alltid være en avveining hvor sikre estimatene må være som grunnlag for en beslutning.

Eksempelvis kan et prosjekt estimeres til å koste 100 NOK +-20 % innenfor et 80 % konfidensintervall. Det vil bety at om vi gjennomfører et slikt prosjekt mange ganger vil kostnadene i 8 av 10 tilfeller (80%) komme til å bli mellom 80 og 120 NOK.

I veiledning til PUD/PAD fremgår det at operatøren skal presentere et forventingsrettet estimat som er estimert med rimelig sikkerhet. For å si noe om usikkerhetene rundt dette estimatet skal det og presenteres estimater med 10/90 og 90/10 konfidensnivå. Disse estimatene viser hva prosjektet vil komme til å koste i de 10% beste og verste utfallene av utfallsrommet.

 

 3.4 Kontraktsformer

 

Et prosjekt kan deles opp på mange u måter. Grad av oppfølgingsarbeid fra operatørens- og kontraktørens side, vil variere, avhengig av hvilken type kontrakt som inngås.

Hvilke deler av et prosjekt som blir inkludert i en og samme kontrakt varierer fra prosjekt til prosjekt og operatør til operatør.

 

Tabell 3.3.

Vanlige hovedaktiviteter som inngår i kontakter for offshore prosjekter (engelsk/norsk).

 

Engelsk

Norsk

E

Engineering

Prosjektering

P

Procurement

Innkjøp

C

Construction

Konstruksjon

I

Installation

Installasjon

C

Commissioning

Uttesting

H

Hook up

Sammenstilling

F

Fabrication

Fabrikasjon

Last ned pdf: Tabell 3.3  

 

Det å sette sammen forskjellige deler av et prosjekt i en enkelt kontrakt (totalkontrakt) innebærer at en hovedleverandør tar seg av grenseflatene mellom de ulike leveransene. En av fordelene med denne type kontrakt, er at det blir enklere å ha overlappende aktiviteter. Kontraktøren kan f.eks da selv styre hvor mye prosjektering som må være avsluttet før bygging kan begynne og innkjøp av utstyr og bulkmaterialer skal igangsettes.

Et viktig formål med Norsok-prosessen (fra første halvdel av 1990-tallet) var blant annet å fokusere på mulighetene for å korte ned gjennomføringstiden i prosjekter og å standardisere krav.  Totalkontrakter ble et viktig grep for å oppnå dette. I tiden etter Norsok har totalkontrakter i varierende former vært den dominerende kontraktstype på norsk sokkel. I den siste tiden er det imidlertid noen eksempler på at industrien ser fordeler av å igjen bruke mer oppdelte kontrakter. Dette for å være i stand til selv å styre når aktiviteter skal igangsettes samt å bedre utnytte de sterkeste sidene til de ulike leverandørene.

EPCI-kontrakter er i dag vanlig brukt for rørledninger, kabler og undervannsinstallasjoner. En kontraktør får det totale ansvaret for alt fra prosjektering til installasjon. Ved kontrakter for plattformer er denne kontraktstypen mindre vanlig siden installasjon er en svært plansensitiv aktivitet. På norsk sokkel er installasjon kun mulig i et kort værvindu i løpet av vår- sommersesongen.  Operatøren ønsker ofte selv å styre dette. Installasjonsfartøyer er ofte en knapp ressurs, og dersom installasjonen ikke skjer som planlagt kan forsinkelsene bli store.

EPCH-kontrakter er svært mye brukt for plattformer på norsk sokkel. Kontraktøren vil normalt selv koordinere de ulike delene av arbeidet slik at eksempelvis bygging kan begynne før prosjekteringen er ferdigstilt. Det er ikke minst store muligheter for at innkjøp av utstyr og bulkmaterialer kan gjøres på optimalt tidspunkt. På denne måten er det potensiale for å korte ned hele gjennomføringstiden for prosjektet.

Endringer i løpet av en kontrakt vil normalt forekomme. Hvordan disse skal håndteres med en slik kontraktsform må være klart definert på forhånd mellom operatør og kontraktør.

Installasjon kan i enkelte tilfeller også inkluderes i kontrakten. Det betyr at leverandøren også skal stå for installasjonen ute på feltet.

Oppdeling av kontrakten i to deler hvor en del er prosjektering og en del er bygging fører til flere grensesnitt for operatøren, men det fører også til at operatøren får mer kontroll over prosjektet. Ved å dele prosjektet opp på denne måten får operatøren en større mulighet til å velge den beste leverandøren av prosjekteringen og den beste leverandøren av konstruksjon og fabrikasjon. Det er i denne sammenheng viktig å oppnå god kommunikasjon mellom EP- og FC-kontraktør.

Det finnes mange forskjellige typer kompensasjonsformat som alle fordeler risiko mellom operatør og leverandør på forskjellige måter. Det er tre hovedtyper av kompensasjonsformat som blir brukt for prosjekter på norsk sokkel:

  1. Ved en fastpriskontrakt blir kostnaden for prosjektet forhandlet frem før inngåelse av kontrakten. All gjennomføringsrisiko blir da lagt på leverandørene. Med denne typen kontrakt trenger i utgangspunktet operatøren å legge mindre ressurser i kostnadsoppfølging siden kostnaden allerede er satt. Ulempen med denne kontraktsformen er at den gir små muligheter for endringer. Hvis operatøren ønsker å gjøre endringer underveis kan disse fort vise seg å bli både tidkrevende og kostbare.
  2. Denne kontraktsformen er den vanligste på norsk sokkel. Det blir forhandlet frem rater og normer som blir brukt for å beregne kostnadene for prosjektet. Kunden tar ansvar for omfanget av prosjektet og tar derfor risikoen knyttet til forandringer og utviklinger i prosjektet. Leverandøren tar ansvar for ratene og normene som er blitt fastsatt i kontrakten, dette innebærer at leverandøren må ta risikoen knyttet til effektivitet og produktivitet.
  3. Ved denne typen kontrakt får leverandøren betalt per time han bruker. Operatøren tar da på seg risiko knyttet til produktivitet og i tillegg risiko knyttet til arbeidsomfang.

 

 3.5 Kostnadsutvikling i prosjekter på norsk sokkel

 

Nedenfor er vist prosjekter under utbygging som presentert i statsbudsjettet for 2013 (ref (8)). Ser en samlet på alle prosjektene blir økningen i forhold til PUD/PAD på over 49 milliarder kroner. Dette indikerer at prosjekter på norsk sokkel de siste årene generelt har blitt dyrere enn det forventingsrette estimatet som blir lagt frem i PUD/PAD.

 

Tabell 3.1 Kostnadsendringer for prosjekter med godkjent PUD mellom 2007 og 2012. Tabellen er hentet fra Prop1 S (2012 – 2013). Tallene kan avvike noe fra det som framkommer i den videre gjennomgangen på grunn av prosjektutvikling det siste året.

 

Pro-
sjekt

PUD/
PAD
god-
kjent

PUD/
PAD
estimat

Nye
anslag

Endr-
ing

Endr-
ing
%

Atla

2011

1382

1382

0

0%

Brynhild

2011

4227

4579

352

8%

Edvard
Grieg

2012

24205

24205

0

0%

Ekofisk
Sør

2011

28022

27237

-785

-3%

Eldfisk
II

2011

37987

37893

-94

0%

Gaupe

2010

2828

2376

-453

-16%

Goliat

2009

30942

37142

6 200

20%

Gudrun

2010

20592

18976

-1616

-8%

Hyme

2011

4593

4780

187

4%

Jette

2012

2590

2909

319

12%

Kårstø Expan-
sion
Project
2010

2008

6675

6297

-378

-6%

Knarr

2011

11437

11527

90

1%

Martin
Linge

2012

25641

25641

0

0%

Marulk

2010

4162

4476

314

8 %

Oselvar

2009

4937

5120

183

4%

Skarv

2007

35632

47162

11530

32%

Skuld

2012

9895

10147

253

3%

Stjerne

2011

5263

4976

-287

-5%

Valemon

2011

26329

26880

551

2%

Valhall Videre-
ut-
vikling

2007

25163

46727

21564

86%

Vigdis Nordøst

2011

4194

4467

273

7%

Visund
Sør

2011

5296

5208

-88

-2%

Yme

2007

4894

14114

9220

188%

Åsgard Kompre-
sjon

2012

15661

17693

2031

13%

Sum

 

342547

391914

49366

14%

Last ned pdf: Tabell 3.1

 

Utvalget av prosjekter som det blir sett på i denne rapporten står for store deler av endringene i perioden. Yme, Skarv og Valhall videreutvikling står for til sammen 86 % av endringene. Gjøa og Tyrihans skiller seg ut fra de andre prosjektene på sånn måte at de hadde kun små endringer når det gjelder kostnader og oppstartstidspunkt.

 

Tabell 3.2

Kostendringer for Gjøa og Tyrihans

Prosjekt

PUD/
PAD godkjent

PUD/
PAD estimat

Nye anslag

Endr-
ing

Endr-
ing
%

Gjøa

2007

31239

35135

3896

12%

Tyrihans

2005

14059

16627

2568

18%

Sum

 

45298 

51762

6464

14%

Last ned pdf:  Tabell 3.2

 

Ved å legge inn et usikkerhetspenn i estimatene ved PUD som i henhold til myndighetenes PUD-veileder skal være estimert med rimelig sikkerhet, blir bildet mer nyansert. Ved å bruke et usikkerhetsspenn på 20%, noe som er vanlig brukt av operatører ved tidspunkt for PUD/PAD-innsendelse er det kun tre av prosjektene som er utenfor de estimerte kostnadene lagt frem i PUD/PAD.

 

Figur 3.2 - Last ned pdf

Figur 3.2 Kostnadsestimat ved PUD med usikkerhetsspenn og kostnadsutvikling

 

Det blir også tydelig at det er noen få prosjekter som står for mesteparten av endringen i forhold til PUD/PAD-estimater. Samtidig er det veldig få som ender opp med endelige kostnader under forventningsrett estimat. Til sammen gir dette den store samlede endringen beskrevet i statsbudsjettet for 2013.

 

 3.6 Kostnadsutvikling i store prosjekter internasjonalt

 

Forskning på gjennomføring av store prosjekter innen andre industrigrener (transportsektor, forsvars prosjekter etc) viser til at store prosjekter generelt ofte opplever store kostnadsoverskridelser og forsinkelser. (ref 12)

Overskridelser på større olje og gassprosjekter er også en utfordring internasjonalt. Revisjons- og rådgivingsselskapet EY har gjennomført en analyse av de 20 største oppstrøms investeringsprosjektene innen olje og gassindustrien som nylig er besluttet utbygd (ref 9). Analysen viser at disse i snitt har hatt overskridelser på 65 prosent.  For disse prosjektene er det til sammen overskridelser på 76 milliarder dollar, eller vel 440 mrd kroner. Det gir i gjennomsnitt overskridelser på vel 22 mrd kroner per prosjekt.

Studien til EY (ref 9) fokuserer generelt på prosjekter med investeringsbudsjetter på over 1 mrd US dollar (357 prosjekter) innen olje og gassvirksomheten (LNG, rørledningsprosjekter, raffinering og oppstrøms). Den viser at svært mange av prosjektene har store kostnadsoverskridelser og forsinkelser. Av de 357 prosjektene som er med i studien, er det innhentet oppdaterte kostnadsestimater for 194 av prosjektene. Av disse er det rapportert kostnadsoverskridelser for 57 % av prosjektene. Av de samme 357 prosjektene er det mottatt informasjon om prosjektframdrift for 227 prosjekter hvorav 64 % rapporterer tidsforsinkelser. Det er observert kostnadsoverskridelser og tidsforsinkelser innen alle typer olje og gassprosjekter, men høyest andel for oppstrøms prosjektene.

I studien er det også en geografisk inndeling av prosjektene i områdene Afrika, Asia/Stillehavet, Europa, Midt Østen og Amerika. Andelen av prosjektene som opplever kostnadsoverskridelser og tidsforsinkelser er forholdsvis lik for alle regionene.

I en annen studie gjennomført av IPA (Independent Project Analysis) ref (10) konkluderes det med at 22 % av store olje og gass prosjekter (med investeringskostnader over 1 mrd US dollar) lykkes med prosjektgjennomføringen.  I denne studien vil et prosjekt feile dersom enten kostnadsveksten er over 25 %, kostnadsveksten er over 25 % av industri-gjennomsnittet, gjennomføringstiden overskrides med 25%, gjennomføringstiden er over 50% av gjennomsnittet i industrien eller at det oppleves store og vedvarende produksjonsproblemer i de to første årene etter oppstart. Alle store prosjekter kommer i studien ut med lave suksessrater. Olje og gass prosjektene med en suksessrate på 22 %, kommer i denne sammenhengen dårligst ut. Tilsvarende suksessrate for alle megaprosjekter uavhengig av bransje er på 35 %, mens alle prosjekter uavhengig av størrelse havner på en suksessrate på  i overkant av 50 %.

 

 3.7 Investeringsutvalget

 

Investeringsutvalget ble oppnevnt av Olje- og energidepartementet 29.08.1998 for å analysere investeringsutviklingen på kontinentalsokkelen på bakgrunn av at flere prosjekter opplevde store kostnadsoverskridelser. Utvalgets rapport er den siste og mest grundige analysen av kostnadsoverskridelsene på norsk sokkel med en gjennomgang av 13 av prosjektene som ble godkjent av myndighetene i perioden 1994 – 1998. I rapporten påpeker utvalget fire hovedårsaker til kostnadsoverskridelser for prosjektene:

1. Beslutningsgrunnlag, budsjett, forståelse av risiko

«Utvalget mener at flertallet av PUD-estimatene i perioden har vært urealistiske av grunner som kan tilbakeføres til underliggende forhold som særpreget perioden. Tilrettelegging av beslutningsgrunnlaget og beslutningsprosessen var ofte preget av overdreven optimisme på grunnlag av positive trender, samstemte urealistiske ambisjoner om vesentlige ytterligere forbedringer og lav forståelse av den usikkerhet som fulgte av spinkel prosjektmodning og introduksjon av nye elementer. En vesentlig del av kostnadsoverskridelsene må tilskrives disse gjennomgående og oftest samvirkende grunnene til urealistisk budsjettering.»

2. Boring og komplettering

«Boring og komplettering av produksjons- og injeksjonsbrønner står for 1/3 av den samlede kostnadsøkning. Dette iøynefallende forholdet har etter utvalgets oppfatning i første rekke sammenheng med at operatørene ikke i tilstrekkelig grad har detaljplanlagt bore- og kompletteringsoperasjonene ved utarbeidelse av PUD. Alle operatørene har påpekt reservoarmessig kompleksitet og teknologisk avanserte brønner som viktige karakteristika ved boreoperasjonene…… Det store antall undervannsbrønner som har inngått i prosjektene i perioden har medført stor etterspørsel etter mobile borerigger. Tilnærmet all riggkapasitet som møter kvalitetskravene for norsk kontinentalsokkel, har blitt utnyttet. Bransjen har i denne situasjonen slitt med å holde kompetansenivået på et jevnt og høyt nok nivå. Den sterke etterspørselen har medført uvanlig høye rater, også for rigger som etter hvert må betraktes som eldre, noe som har bidratt til kostnadsøkningen.»

3. Teknologi

«Det er gjennom prosjektene i perioden gjennomført et teknologiskift, særlig mht produksjonsboring og brønnkomplettering og flytende produksjonsanlegg med havbunnsbrønner. Implementeringen av ny teknologi har introdusert betydelige usikkerhetsfaktorer som ikke har vært tilstrekkelig påaktet i budsjettering og gjennomføring av prosjektene. Dette gjelder særlig innenfor områdene boring og flytere»…… «flere prosjekter møtte utfordringer med leveranser fra nye leverandører til offshoreindustrien, skipsverftene. Flere skrog ble levert til sammenstillingsverksted i Norge med et stort omfang av utestående arbeid. Dette skyldes manglende kvalifisering av disse leverandørene, undervurdering av oppfølgingsbehov, problemer med å anvende offshoreindustriens endringsmekanismer i en annen industri og svikt i verftenes forståelse av kompleksitet, kvalitetskrav og gjeldende regelverk og i deres leveringsevne. Aktørene undervurderte således problemene ved å utnytte de fordelene bruken av skipsverftene ble antatt å innebære.»

4. Prosjektgjennomføring

Prosjektgjennomføringen i de aktuelle prosjektene kjennetegnes av kort prosjektgjennomføringstid der en har kortet ned på tiden både i fasen forut for igangsettelse av prosjektet og i selve prosjektet. En rekke av de elementene som har bidratt til forbedringene har imidlertid samtidig bidratt til overskridelsene…………en har i denne perioden hatt en markant overgang fra en gjennomføringsmodell med mange enkeltkontrakter til totalleveransene. Leverandørene har hatt erfaring med enkeltelementene i disse kontraktene, men ikke med den totale prosjektstyringen som tidligere var operatørens ansvar. Det har ikke foregått noen særskilt erfaringsoverføring fra operatør til leverandør på dette området, og det er ikke tvil om at leverandørene har hatt problemer med å gjennomføre totalleveransene så effektivt som forutsatt…….når det gjelder aktivitetsnivå, er indikasjonene at aktivitetsnivået har hatt betydning for kostnadsøkningen. Det er sannsynlig at grunnlaget for kostnadsøkningen ble lagt tidlig i prosjektet, og dette ble forsterket av at kompetanse- og ressursknapphet har gjort det vanskelig for operatørene og leverandørene å gjennomføre prosjektene så effektivt som mulig.»

Sitatene er hentet fra Sammendraget i Utvalgets rapport NOU 1999:11 «Analyse av investeringsutviklingen på kontinentalsokkelen»


14.10.2013