Magma topp logo Til forsiden Econa

EPC som kontraktstrategi i offshore-prosjekter

figur-authorfigur-author

Sammendrag

Artikkelen drøfter fordeler og ulemper ved bruk av kontraktsmodellen EPC i offshore-prosjekter (navnet betegner leverandørens hovedoppgaver: Engineering, Procurement og Construction*). På 1980-tallet ga blant annet en for stor oppdeling av kontraktene i utbyggingsprosjekter i sekvensielle aktiviteter en kostnadsdrivende effekt som ble vurdert å være konkurransehemmende for norsk oljeserviceindustri. Resultatet ble skjerpet fokus på parallelle aktiviteter i utbyggingsprosjektene og helhetlige kontrakter hvor EPC fikk en nøkkelposisjon. Dette har virket godt over mange år, og trekkes av norsk oljeserviceindustri fram som en suksessfaktor.

Norsk industri er imidlertid under press i konkurransen om fabrikasjon og bygging av plattformer, spesielt fra det asiatiske markedet. Den siste utviklingen tatt i betraktning medfører at man kan spørre om EPC-kontraktene etter hvert har blitt så omfattende at konseptet selv har blitt en kostnadsdrivende faktor. En av de uttrykte fordelene med EPC-kontrakter har vært at hovedleverandør tar seg av grenseflatene mellom de ulike leveransene, og at operatør ikke skal være like involvert i de ulike fasene med tanke på oppfølging.

Spørsmålet er da om sektoren er i en situasjon hvor «redningen» på starten av 1990-tallet nå synes å ha blitt en del av problemet. Artikkelen viser fordeler og ulemper ved begge modellene. Verken EPC eller en oppsplittet kontraktsmodell er tilstrekkelig til å opprettholde mangfoldet og styrke norsk leverandørindustri. De avgjørende faktorene for norsk konkurransekraft synes derimot å være tilgjengelig kapasitet i markedet og oppfølging av kontraktene. Idet kontraktsoppfølgning og -kapasitet har vist seg å være de største kostnadsdriverne i tidligere prosjekter, må valg av kontrakt i det enkelte prosjekt ses i sammenheng med disse faktorene.

* I tillegg til hovedaktivitetene EPC finnes en rekke andre aktiviteter som inngår i kontrakter for offshore-prosjekter. Blant de mest vanlige er EPCI-kontrakter, som brukes mye for rørledninger, kabler og undervannsinstallasjoner (I = installasjon), og EPCH-kontrakter som innebærer «hook-up» eller sammenstilling.

Høy vekst og fallende produktivitet: bakgrunn og problemstilling

Norsk kontinentalsokkel har høy aktivitetsvekst. Volumet av oljeselskapenes innkjøp har økt med ti prosent hvert år fra 2003 til 2012. Økningen skjer imidlertid samtidig som produktiviteten synker. Det bores færre brønner fordelt på antall riggdager sammenliknet med 2002. Det brukes i tillegg flere ingeniørtimer på hvert enkelt tonn plattformdekk som produseres. 1 Parallelt øker antall riggdager og sysselsatte med seks prosent i denne perioden.

Norsk konkurransekraft internasjonalt er også i endring. Den norske oljeserviceindustrien har de siste årene tatt en meget sterk markedsposisjon globalt. Industrien har fortsatt sterk konkurransekraft innenfor system- og totalleveranser, men utfordres nå stadig i konkurransen om fabrikasjon og bygging av plattformer, spesielt fra det asiatiske markedet. Dette har ført til at operatørene på norsk sokkel tildeler stadig flere oppdrag til verft utenfor Europa. Tidligere ble moduler i forskjellig størrelse tildelt internasjonale kontraktører, men de siste årene har også flere større plattformer blitt tildelt internasjonale verft. Prosjekter som Vallhall, Yme, Skarv, Goliat, Aasta Hansteen, Ivar Aasen, Gina Krogh and Martin Linge bygges i Asia. De fem siste prosjektene utgjør i sum investeringer på 151 milliarder NOK.

Både statens forvaltningsselskap Petoro og systemleverandørene har i flere fora uttrykt bekymring for utviklingen. Forholdet mellom den sterke aktivitets- og kostnadsøkningen som ses på norsk kontinentalsokkel, og også i internasjonale oppdrag, medfører at det er relevant å utvikle mer kunnskap om forbedringstiltak i sektoren.

Første del av prosjektet, selve utbyggingen, er en viktig økonomisk beslutning, fordi denne typisk er irreversibel og ofte involverer store beløp. Et viktig element som inngår i den første delen av prosjektet, er å fastsette kontraktstrategien. Bygging av et produksjonsanlegg krever et utall varer og tjenester, alt fra generell anleggsvirksomhet og bespisning til svært kompliserte, spesialproduserte utstyrskomponenter for selve produksjonsplattformen. Dette innebærer stor spredning i kompetanse i arbeidet for å realisere utbyggingsprosjektet.

Innen bransjen argumenteres det for at en videreutvikling og fortsatt styrking av den såkalte EPC-modellen vil bidra til en mer konkurransedyktig norsk petroleumsklynge. EPC-kontrakter er en mye brukt kontraktstrategi i norsk offshorenæring de siste årene. I korte trekk innebærer modellen at leverandører har gjennomgående ansvar fra prosjektering til bygging og levering. Navnet betegner leverandørens hovedoppgaver: Engineering, Procurement og Construction.2 Det har også vært en mye anvendt kontraktstrategi innenfor shipping – noe som medfører at verftene er vant til denne kontraktsformen. Helhetlige EPC-kontrakter omtales ofte som turn-key-oppdrag hvor operatørselskaper forventes å få nøkkelferdige produkter/komponenter levert.

I denne artikkelen vil vi drøfte fordeler og ulemper ved bruk av EPC-modellen som kontraktstrategi i offshore-prosjekter.

EPC som svar på tidligere kostnadsvekst

Et høyt kostnadsnivå i norsk offshoreindustri er ingen ny problemstilling. Også på 1980-tallet identifiserte næringen et behov for en betydelig kostnadsreduksjon for å kunne være konkurransedyktig i et globalt marked. På denne bakgrunnen ble den såkalte Norsok-prosessen igangsatt, og et av punktene hvor næringen selv poengterte et sterkt forbedringsbehov, var i relasjonen mellom operatør og leverandører (Engen 2002). 2 Det alminnelige utgangspunktet på dette tidspunktet var at operatør utarbeidet grunnleggende tekniske beskrivelse av anleggene. Et ingeniørfirma utarbeidet deretter detaljerte beskrivelser for byggingen. Denne beskrivelsen dannet grunnlaget for oljeselskapenes anbudsforespørsler og tilhørende bygging. Selve prosjektgjennomføringen ble gjort under en detaljert styring, og oppfølging ble ivaretatt av oljeselskapene selv.

Fra starten og utover mot midten av 1990-tallet foregikk det omfattende endringer i roller og struktur i norsk petroleumssektor, som utviklet seg til det som er dagens EPC-modell. Leverandørene påtok seg et større og mer komplett ansvar for gjennomføring av prosjektene, og produktene ble i økende grad beskrevet ut fra krav til funksjon og ytelse. Leverandørene ble bedt om å ta det samlede ansvar for prosjektering og gjennomføring av større deler av en utbygging. 3 Leverandørene utfører dermed nå oppgaver som tidligere ble utført av operatørselskapene (prosjektstyring, detaljert design, grensesnittkontroll). En annen sentral endringsprosess er at det tidligere var et alminnelig utgangspunkt at arbeidet ble organisert i ulike sekvenser med en naturlig start og avslutning, før man gikk videre til neste sekvens. Nå foregår arbeidsprosessene i utbyggingsprosjektene som parallelle aktiviteter med fokus på involvering av leverandørene på et tidlig stadium samt mer gjennomgripende og samtidige aktiviteter. Overgangen til totalleveranser har medført en betydelig omstilling og omfordeling av oppgaver i kunde- og leverandørkjeden. EPC ble følgelig i sin tid innført for å motvirke den kostnadseskaleringen som fant sted på 80-tallet.

Kontroll over prosjektenes enkeltdeler står på spill: operatørens ståsted

For et offshore-prosjekt på norsk sokkel er det fortsatt slik at operatøren har et overordnet ansvar for daglig ledelse og prosjektgjennomføring. Fra operatørens side er det både fordeler og ulemper ved å tildele store EPC-kontrakter i et gitt utbyggingsprosjekt. På den ene siden reduseres oppfølgingsarbeidet fra operatøren mot leverandører i en slik kontrakt. Når operatøren setter ut EPC-kontrakter, overføres totalansvaret for gjennomføring og levering av en totalentreprise til en gitt leverandør. Helhetlige leveranser krever kun et kontaktpunkt mot leverandør, og på den måten elimineres grensesnittproblematikk for operatør. Dette ivaretas av EPC-leverandøren. Ifølge Osmundsen (2012) er det imidlertid få leverandører som er villig til å ta på seg totaloppdrag hvor en leverandør bærer en vesentlig del av den økonomiske risikoen for et helt utbyggingsprosjekt. For et operatørselskap innebærer det at man kan sitte igjen med regningen, ved å betale en betydelig risikopremie, og at avtalt pris også kan bli høy fordi det er få aktuelle tilbydere.

Det er viktig å understreke at operatøren uansett er HMS-ansvarlig, og uavhengig av kontraktsmodell vil dette kreve veldig tett oppfølging. Det er vanlig i slike kontrakter at man opererer med formelle begrensninger på leverandørens ansvar, og normalt dekkes eksempelvis ikke følgekostnader ved forsinkelser. Likevel er det et viktig poeng at utbyggingslisensen må ta regningen dersom ikke leverandøren klarer å bære risikoeksponeringen i kontrakten.

En ulempe fra operatørens ståsted ved EPC-kontrakter er også tiden det kan ta å avdekke og gjennomføre nødvendige kursendringer når det oppstår problemer. Ofte oppdages feil først av operatører et stykke ut i prosjektet, og prosessen frem til enighet om hvorvidt det foreligger en mangel – og utbedringen av denne – kan være tidkrevende. De mest benyttede standardkontraktene i markedet, som NF 07 og NTK 07, har innebygde mekanismer som skal sikre både at feil oppdages, og fortsatt fremdrift dersom en situasjon oppstår. En tettere daglig kontroll med prosjektet for oppdragsgiver kunne imidlertid gjort at feil ble oppdaget tidligere, omprosjektering og utbedringer ville bli utført på et tidligere stadium, og verdifull tid kunne vært innhentet.

Oppstykkede kontrakter med hvert sitt ansvarsområde innenfor et relativt smalt teknisk segment er motsatsen til EPC-kontrakter. En rendyrket kontraktstrategi med denne kontraktsformen medfører at operatør får mulighet til å følge «gangen» i utbyggingsprosjektet tettere ved å stå mellom leverandører av design/tegninger på den ene siden og fabrikasjonskontraktør på den andre. Det innebærer en kontraktsmodell som krever høy grad av oppfølging, kontroll og håndtering av svært mange grenseflater mellom leverandører i ulike sjikt i et utbyggingsprosjekt. En oppstykking i mindre kontrakter innebærer også at flere leverandører vil kunne delta i anbudsprosesser, siden disse kontraktene medfører redusert kommersiell og økonomisk risiko. Det åpner altså for bruk av flere og mindre leverandører, samtidig som det krever tettere oppfølging av leverandørene i et utbyggingsprosjekt.

Det er rimelig å anta at store operatørselskap med ressurser vil kunne ivareta en kontraktsmodell med oppstykkede kontrakter på en tilfredsstillende måte, mens de små og nyetablerte operatørselskapene ikke vil kunne ivareta en slik kontraktsmodell av ressurshensyn. Tidligere studier viser at Statoil tidligere har vært en aktiv tilhenger av slike [oppstykkede] kontrakter (Nilsen 2008, Osmundsen 2011). Det vil alltid være variasjoner og supplerende bruk av disse to kontraktsmodellene i et gitt utbyggingsprosjekt. Eksempelvis er det vanlig at en EPC-kontraktør setter ut en del av fabrikasjonen til andre, eventuelt får supplerende bistand til innkjøp av kritiske varer og tjenester eller annen form for teknisk bistand. Vi opererer altså ikke med to helt isolerte modeller, men to hovedtyper kontraktsmodeller som i praksis kan flyte over i hverandre.

I et utbyggingsprosjekt vil det alltid være en avveining av hvor mye risiko en skal overføre til leverandører. Avgjørende faktorer er blant annet størrelse på prosjektet, grad av teknologisk modning på konseptet man velger, størrelse på leverandører og hvor mange leverandører som kan tilby det operatørselskapene etterspør. Kapasiteten til de beste leverandørene og tilgang til de riktige folkene hos leverandørene vil kunne være avgjørende for hvilken kontraktstrategi som velges.

Bedre kontroll, men høyere risiko for leverandører

For leverandører med EPC-kontrakter utgjør kontraktsformen økt kontroll med prosjektet og underleverandører som påvirker egen ytelse, samtidig som man får overført all grensesnittrisiko til seg.

En slik EPC-kontraktsform krever mer administrativ kapasitet og en betydelig prosjektorganisasjon og kompetanse hos leverandøren enn mer oppdelte kontraktstyper. Dette kan sjelden håndteres av mindre leverandører fordi det krever kompetanse disse ikke selv har, og de er derfor avhengige av innkjøp av spesialistkompetanse.

Vi erfarer at mange større norske leverandører i mange sammenhenger foretrekker helhetlige kontrakter, fordi dette gir rom for utstrakt samspill mellom planleggere, ingeniører og verftet hvor den faktiske produksjonen foregår. Fra organisasjonen Norsk Industri sin side har det vært hevdet at EPC-kontrakter er et konkurransefortrinn, nettopp på grunn av den tette samhandlingen mellom prosjektering og bygging.

En annen årsak til at Norsk Industri foretrekker EPC-kontrakter, handler om at oppdelte kontrakter som settes ut gjennom mindre enheter, ofte blir tildelt basert på en spesifikk kravspesifikasjon hvor pris på byggetimer tillegges betydelig vekt. I statistikken vises det til at industriarbeidere i Sør-Korea i snitt mottar 18–19 USD per time, mens en norsk industriarbeider i snitt mottar 63–64 USD per time.1 Her er erfaringen at mange av fabrikasjonskontraktene går til såkalte lavkostland, hvor timeratene er lavere enn i Norge. På den måten er det industripolitiske motiver for interesseorganisasjoner til å arbeide for bestemte kontraktsmodeller.

Det er likevel ikke slik at norske bedrifter utelukkende foretrekker EPC-kontrakter. Erfaringer fra norsk offshoreindustri viser at en av de fremste systemleverandørene innenfor subsea-næringen ofte foretrekker oppdelte kontrakter når de ber om tilbud fra sine underleverandører. Hensynet til egen ingeniørkompetanse oppgis ofte som grunn til at de ikke behøver å plassere så mye kunnskapsbasert ingeniørarbeid i markedet. De løser mange av disse oppgavene selv. Hos andre leverandører erfarer vi andre handlingsmønstre. Mindre leverandører opplever eksempelvis at faste rammeavtaler mellom operatørselskaper og leverandører i markedet sperrer for adgangen til konkurranse om også underleverandøravtalene.

Har «redningen» blitt problemet?

På 1980-tallet ga en for stor oppdeling av kontraktene i sekvensielle aktiviteter en kostnadsdriving som ble vurdert å være konkurransehemmende for norsk industri. Resultatet ble skjerpet fokus på parallelle aktiviteter i utbyggingsprosjektene og helhetlige kontrakter hvor EPC fikk en nøkkelposisjon. Dette har virket godt over mange år. Den siste utviklingen tatt i betraktning medfører at man kan spørre om EPC-kontraktene er i ferd med å bli så omfattende at de selv har blitt en kostnadsdrivende faktor. En av de uttrykte fordelene med EPC-kontrakter har vært at hovedleverandør tar seg av grenseflatene mellom de ulike leveransene, og at operatør ikke skal være like involvert i de ulike fasene med tanke på oppfølging. Spørsmålet er da om sektoren, med bakgrunn i drøftingen over, er i en situasjon hvor «redningen» på starten av 1990-tallet nå synes å ha blitt en del av problemet?

I oktober 2013 la Olje- og energidepartementet fram en rapport som beskriver den reelle kostnadsutviklingen og gjennomføringstiden for utvalgte prosjekter på norsk sokkel. 4 Et viktig delmål i rapporten var å beskrive prosjekterfaringene inklusive årsakene til avvik på gjennomføringstid og kostnader sammenliknet med anslagene gitt i Plan for Utbygging og Drift (PUD), som inngår i planprosessen i forkant av utbygging på norsk kontinentalsokkel. I dette arbeidet har kontraktstrategier vært et av flere moment som har vært vurdert. Gjennomgangen gir ikke grunnlag for, slik framstillingen i norsk offentlighet kan tyde på, å konkludere med at det er en sammenheng mellom kostnadsoverskridelser og fabrikasjonsverkstedenes geografiske plassering. Feil og mangler i prosjektene skyldes først og fremst mangler i forprosjektering (FEED), men også operatørenes manglende oppfølging av prosjekter. I en situasjon med store prosjekter, press i økonomien og hvor operatøren ikke har mulighet til å drive tett oppfølging av alle deler i prosjektet, er det naturlig å spørre på hvilken måte en kan foreta forbedringer som gjør at oppfølgingen og dermed kvaliteten blir bedre.

Denne utfordringen er kompleks. Kombinasjonen av høyt press i økonomien, høy aktivitet i petroleumssektoren og færre EPC-aktører i det norske markedet gjør det relevant å tenke nytt om oppsettet av kontrakter i sektoren. Vi erfarer at operatørselskaper, basert på svakheter ved EPC som kontraktsmodell, diskuterer alternative, og mer fleksible, kontraktløsninger. Operatørene ønsker mer innflytelse på valg av og kontroll over prosjekteringsleverandør. Erfaringen med EPC-kontrakter er at operatørselskapene ofte har liten mulighet til å velge hvilken prosjekteringsleverandør som velges. Det betyr at dette styres av hovedleverandøren, og ikke operatøren. Derfor diskuteres mulighetene for å velge en modell hvor dette er mer åpent, eller at prosjektering og fabrikasjon settes ut separat.

Erfaringen fra ulike utbyggingsprosjekter viser at prosjekteringskompetanse og kapasitet er kritisk, og det er ikke de samme som er gode til å tegne og planlegge som også skal bygge. Med en modell hvor fabrikasjon og prosjektering inngås separat, får operatør derav direkte innflytelse på valg av sentrale leverandører. I neste fase kan operatørene eventuelt velge å slå disse sammen dersom det er avtalt. Operatørens ønske om mer fleksibilitet kan realiseres ved en slik modell. Dette må imidlertid vurderes mot kapasitet til denne typen kontrakter i markedet. Med begrenset kapasitet blir også valgmuligheter færre. Utfordringen har de siste årene vært at mange plattformer bygges samtidig til norsk sokkel, og at det derav er svært begrenset leverandørkapasitet i markedet.

En mer oppdelt modell vil imidlertid kunne ha negative konsekvenser for sektoren som sådan i Norge. Konkurransefortrinnet for norsk industri har tradisjonelt vært den tette samhandlingen mellom verft og industri som EPC-modellen legger opp til. En større oppsplitting av kontraktene vil antakelig kunne favorisere rendyrkede fabrikasjonsverksteder i tradisjonelle lavkostland. Konsekvensene av økt internasjonalt innslag i norske utbyggingsprosjekter er opplagt at en større del av nybygg, ingeniørarbeid og fabrikasjon gjøres utenfor Norge. Dersom det gjennomføres færre utbyggingsprosjekter, vil personellet som arbeidet innenfor dette området, reduseres, og mangfoldet dermed bli mindre. Færre nybygg utført av norske leverandører kan dermed være en bekymring for både innovasjons- og teknologiutviklingen i petroleumsnæringen.

Sistnevnte utvikling er imidlertid ikke gitt. Det kommer til syne ved at norske leverandører også har store leveranser til verft som utfører fabrikasjon utenfor Norge. Det kan følgelig derfor også tenkes at en mer oppsplittet modell vil sikre at enkelte typer arbeid likevel vil bli utført og rendyrket i Norge, og at konkurransekraften på enkelte områder vil bli styrket, samtidig som totalkompetansen svekkes. Samtidig viste utviklingen på 1980-tallet at en for stor oppsplitting kan være kostnadsdrivende. En oppdeling i 2014 vil likevel ikke nødvendigvis gi de samme effektene, fordi leverandørindustrien er involvert i en tidligere fase i utbyggingsprosjektene, har mer erfaring og vet hvor utfordringene dukker opp. I motsetning til 1980-tallet er norsk industri konkurransedyktig i et globalt marked.

Det er fordeler og ulemper ved begge modellene. Gjennomgangen over viser at det ikke er gitt at verken EPC eller en oppsplittet modell er tilstrekkelig til å opprettholde mangfoldet og styrke norsk leverandørindustri. De avgjørende faktorene for norsk konkurransekraft synes derimot å være tilgjengelig kapasitet i markedet og oppfølging av kontraktene. Idet kontraktsoppfølgning og -kapasitet har vist seg å være de største kostnadsdriverne i tidligere prosjekter, må valg av kontrakt i det enkelte prosjekt ses i sammenheng med disse faktorene.

  • 1: Informasjon fra Tor Skjærpe, direktør strategi og organisasjon i Petoro.
  • 2: Rhetoric and Realities. The NORSOK programme and Technical and Organisational Change in the Norwegian Industrial Complex. Avhandling for graden dr.polit., Universitetet i Bergen
  • 3: En detaljert beskrivelse av denne prosessen kan leses i NOU 1999:11 Analyse av investeringsutviklingen på kontinentalsokkelen, Olje- og energidepartementet.
  • 4: Vurdering av gjennomførte prosjekter på norsk sokkel. Oljedirektoratet, oktober 2013.

© Econas Informasjonsservice AS, Rosenkrantz' gate 22 Postboks 1869 Vika N-0124 OSLO
E-post: post@econa.no.  Telefon: 22 82 80 00.  Org. nr 937 747 187. ISSN 1500-0788.

RSS