12. juni kommer Liv-Runi Syvertsen til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
– Tidligere designet vi et juletre til hvert felt. Nå har vi et standard juletre for norsk sokkel, sier Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions.
På selskapets hovedkontor snakker senior visepresident Syvertsen om juletrær. Solsteken ligger over Fornebu, og følgelig er det ikke grønne, glitrende trær hun snakker om, men selskapets undervannsløsninger som installeres på havbunnen.
Juletrær er også kalt ventiltrær, og er en innretning som installeres på brønnen, og består av ventiler, måleinstrumenter og sikkerhetsbarrierer. Treet tar imot trykket fra brønnen, og sender olje- og gasstrømmen til en manifold, og deretter videre til produksjonsenheten.
Juletreet er en viktig del av Aker Solutions produktportefølje innen produksjonssystemer under vann. Selskapet er blant de største leverandørene til norsk olje- og gassnæring.
Syvertsen har fulgt Equinor sitt Johan Castberg-prosjekt siden 2013, fra tidligfase med studier og konseptutvikling, til godkjenning og kontraktstildeling 5. desember fjor, da utbyggingssøknaden (PUD) ble levert for feltet.
Standardisering til et nytt nivå
Som Equinors prosjektleder for subsea på Johan Castberg, Benedicte Nordang, tidligere har sagt, ble leverandører invitert til å diskutere de tekniske kravene som ble satt fra operatørenes side. Syvertsen i Aker Solutions forteller at de har brukt tid på å utvikle smartere og lettere produkter og løsninger.
– Det har vært en veldig spennende reise. Sammen med Equinor har vi fjernet krav, og Aker Solutions har kuttet kostnadene med opp mot 50 prosent. Vi har designet et helt nytt juletre som er vesentlig lettere, sier Syvertsen.
Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Også bunnrammer og manifolder er gjort lettere.
– Det er viktig for oss at kostnadskuttene er bærekraftige. Kutter du stål og vekt, så fjerner du kostnad for alltid, sier hun.
Det nye standard-treet for norsk sokkel er vertikalt og ikke horisontalt. Ved bruk av vertikale trær vil riggtiden ved installasjon av en brønn reduseres, og juletreet kan trekkes opp igjen uten å dra produksjons-tubingen. For vedlikehold kan man da trekke treet dra treet uten å trekke brønnkompletteringen. I tillegg forlenges levetiden på brønnhodet.
– Det nye vertikale treet setter en ny standard for juletrær, spesielt tilpasset norsk sokkel. I tillegg til Johan Castberg, skal dette treet leveres til Ærfugl, Troll og Askeladd. Vi har tatt standardisering til et helt nytt nivå gjennom denne prosessen, sier hun.
– Vi måtte tenke nytt
I en tid der oljeprisen falt fra 110 dollar fatet i 2014 til 30 dollar fatet i 2016, gjennomførte hele oljebransjen kostnadskutt i stor stil. Omsetningen i Aker Solutions sank fra 32,9 milliarder kroner i 2014 til 22,5 milliarder kroner i år. Rundt 5000 er gått de siste årene.
På samme tidspunkt posisjonerte flere leverandører seg i det nye markedet. Selskaper slo seg sammen eller inngikk allianser av flere slag. For Aker Solutions del, betød dette at en av deres hovedkonkurrenter FMC slo seg sammen med Technip, og fikk et integrert selskap for både produksjonssystemer under vann (SPS), og «SURF-tjenester», som kobler undervannsteknologien til overflaten.
Selv gikk Aker Solutions inn i subseaallianseavtale med Aker BP (da Det norske), og befant seg side om side med Subsea 7. Aker Solutions har også en global subseaallianse med Saipem.
– Tidligere jobbet vi mer adskilt og leverandørene hadde ikke noe særlig med hverandre å gjøre før kontraktsinngåelse. Det meste av kommunikasjonen gikk via oljeselskapene, sier Syvertsen.
– Da markedet endret seg og oljeprisen sank måtte vi tenke nytt. Vi ser at vi, i tillegg til å fokusere på forbedringer, digitalisering og kostnadseffektivitet, har oppnådd mye gjennom samarbeid med både kunder og andre leverandører i forkant av kontraktstildelinger, sier hun.
12. juni kommer Arne Kjørsvik til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
I et basseng fra Hagebasseng svømmer en stor mekanisk ål. Kjelleren hos selskapet Eelume i Trondheim er blitt testarena for ålen, og litt lekeplass for de ansatte. Med en 360-joystick prøver operatøren å fange en liten ring som vakler på bassengoverflaten.
– Dette har jeg aldri klart før, sier han.
Omsider fanges ringen med en hempe som er på toppen av slangen.
Slange fanget ring. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– På sikt skal ingen styre den, men den skal gis oppdrag og være autonom, sier administrerende direktør i Eelume, Arne Kjørsvik.
Selskapets største aksjonærer er Kongsberg Maritime og NTNU. Kongsberg er samarbeidspartner i utvikling av den autonome teknologien.
Brannslange
Historien bak farkosten startet på begynnelsen av 2000-tallet, da forskere ved NTNU ville lage en styrbar brannslukningsslange som skulle ta seg inn i brennende bygninger. Den ble det ingenting av, men teknologien levde videre. I 2015 ble Eelume startet av gründer Kristin Ytterstad Pettersen, som fortsatt er inne på eiersiden.
Eelume la bak seg brennende hus, og hadde et iskaldt industrimarked som utviklingsarena.
– Man gjorde eksperimenter hvor den fikk påsatt gummihud for å se hvordan den svømte, forteller Kjørsvik.
Arne Kjørsvik, administrerende direktør i Eelume. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
I bassenget i Trondheim ligger en testvresjon av farkosten, to-tre meter lang i hvitt og svart, hvor hvor ledd dekket av svarte gummimansjetter gjør at maskinen er fleksibel. Derav «ål» eller slange. Meningen er at den skal erstatte mye av arbeidet en ROV (fjernstyrt undervannsfarkost) gjør i dag, som inspeksjonsarbeid og enkle vedlikeholdsoppgaver.
Med verktøy festet til farkosten kan eksempelvis vri på ventiler, mens kameraer og sonar navigerer den rundt på havbunnen.
Har begynt salg
Tre år senere har Eelume begynt å rulle ålen ut på markedet. Det trondheimsbaserte selskapet tar 550.000 dollar (4,6 millioner norske kroner) for en enkel versjon av farkosten, og 3000 dollar dagen for tjenester knyttet til drift.
At de har valgt dollar som valuta, viser de internasjonale ambisjonene de sitter med langs Nidelva.
– Det er mye lettere å bare bestemme oss for at vi skal være internasjonale, og da går det i dollar. Det er alltid en risiko med kursen, selvfølgelig, men dollar er mye brukt i olje- og gassnæringen, sier han.
Arne Kjørsvik viser frem en litt mer avansert versjon av Eelume. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Skal sendes til Åsgard
Den siste tids utvikling innen subseateknologi har gått lynraskt. Kjørsvik tror ikke at autonome subseastrukturer ligger rett rundt hjørnet, og er ikke redd for at farkosten er dyttet ut på dypt vann, i overført betydning.
– Jeg tror det ligger langt frem i tid hvis subseastrukturer skal være såpass autonome at de kan modifisere og vedlikeholde seg selv. Dessuten er det mange subsea-installasjoner i dag som trenger vedlikehold og ettersyn, sier han.
Gjennom Eelumes samarbeid med Equinor, skal farkosten testes i fullskala på Åsgard-feltet til neste år. Ålen skal settes på havbunnen og utføre vedlikeholdsoppgaver på subsea-installasjoner.
Fordelen med å kunne sette den ut og la den ha et liv på havbunnen, er at man slipper å frakte undervannsfarkoster ut for hver operasjon.
– Med verktøy og sensorer blir den som en svømmende manipulatorarm, som kan svømme fra en subsea-installasjon til en annen, gjøre vedlikehold og skru på ventiler som en arbeids-ROV, sier Kjørsvik.
12. juni kommer Benedicte Nordang til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
Man kjenner den igjen på det store produksjonsfartøyet, Johan Castberg, som er den minste av de to «Johan-ene».
Men under fartøyet står enorme undervannsinstallasjoner på havbunnen i Barentshavet.
Tross motstand fra miljøbevegelsen ble gigantprosjektet vedtatt i energi- og miljøkomiteen på Stortinget, 31. mai. 11. juni skal det behandles av hele Stortinget.
Men selv om alt nå ligger til rette for at den første oljen skal komme opp i 2022, har historien om det største subsea-feltet i Norge siden Åsgard ikke alltid vært så rosenrød som Equinor-logoen.
– Castberg har en lang og til dels vond historie, sier Benedicte Nordang, Equinors prosjektleder for subsea-delen av feltet.
Castberg-feltet ble funnet i 2011. For et prosjekt som så dagens lys da oljeprisen vaket på mellom 110 og 120 dollar, var det klart at mye måtte gjøres for å få til en utbygging da prisen falt i gulvet etter 2014.
Benedicte Nordang i Equinor. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Tre år på rad ble Johan Castberg-utsatt, første gang i 2013, fordi prosjektet var for lite lønnsomt. I 2015 skrev Dagens Næringsliv at en oljepris på 100 dollar fatet hadde gitt marginal gevinst på prosjektet.
På samme tid skjøt arbeidsledigheten i Norge i været. Fra 2014 til 2016 ble 40.000 jobber revet bort, ifølge en DNB Markets-analyse.
Nå ligger oljeprisen og vaker mellom 75 og 80 dollar fatet, og Castberg-prosjektet har en break-even-pris på under 35 dollar fatet.
Reduserte krav
Arbeidet Equinor gjorde for å få prisen ned er ganske uortodoks, forteller Nordang. Leverandørene ble invitert tidlig inn i prosessen for å diskutere kravene Equinor skulle sette til deres leveranse. De kunne deretter tilby sine produkter og tjenester basert på disse kravene
– Vi inviterte dem inn og sa: «Dere må hjelpe oss, vi må hjelpe dere». Alle fortalte at oljeselskapene stilte for mange krav. For mange tekniske krav medførte for mye dokumentasjon, noe som ble kostnadskrevende. Vi kunne diskutere alle krav som ikke var knyttet til sikkerhet, barrierer og miljø.
– Hvorfor hadde dere slike krav i utgangspunktet?
– Vi hadde bygget opp et omfattende sett med krav, hvor krav på krav ble lagt på over tid. Vi så ikke totalbildet som leverandørene har sett. Vi løftet frem en og en del, så på hvilken funksjon den hadde, og skrelte bort alle tekniske krav som var kostnadsdrivende uten at det gikk på bekostning av sikkerheten. Resultatet er at vekten og størrelsen på bunnrammene er mye lavere, noe som betyr mindre stål og enklere installasjoner.
Fakta
Forlenge
Lukke
Johan Castberg
Oljefeltet ligger i Barentshavet, rundt 240 kilometer nordvest for Hammerfest.
Utbyggingsløsningen er en flytende produksjons- og lagerenhet (FPSO) tilknyttet et havbunnsanlegg.
Totalt investeringsanslag til i underkant 50 milliarder kroner.
Forventede utvinnbare ressurser er anslått til 450 – 650 millioner fat olje.
Produksjonsstart er ventet i slutten av 2022. Feltet har en forventet levetid på 30 år.
Castberg-feltet ligger i utvinningstillatelse 532. Partnere er Statoil 50 % (operatør), Eni Norge 30 %, Petoro 20 %.
– Vi har vært heldige
På Castberg-prosjektet, som hun ledet, gikk Equinor for separate leverandører. Aker Solutions fikk kontrakten på produksjonssystemet, Subsea 7 skal produsere og legge rør, Ocean Installer utfører marine operasjoner, Oceaneering leverer navlestrenger og singaporske National Oilwell Varco (NOV) skal levere fleksible stigerør.
Likevel har man kunne sett en trend av ulike former for konsolidering av leverandører innenfor subsea. Amerikanske FMC og franske Technip, med 3000 ansatte i Norge, inngikk et fullverdig ekteskap i fjor. Aker Solutions har allianser med flere, deriblant en trekantallianse med Subsea 7 og Aker BP.
Produksjonsfartøyet på Castberg. Illustrasjon: Equinor
I sistnevnte allianse står Aker Solutions for produksjonssystemene under vann («SPS» = subsea productions systems) og Subsea 7 leverer såkalte SURF-tjenester. Det engelske akronymet «SURF» betyr leveranse av undervanns-navlestrenger, stigerør og rørledninger.
SURF og SPS er to hovedinndelinger for store undervannsleveranser.
Før oljekrisen inntraff, var det færre av slike allianser, og operatørene kunne plukke den billigste SPS-leverandøren og den billigste SURF-leverandøren. I et nytt og mer presset marked må både operatører og leverandører tenke nytt.
– Det er fordeler og ulemper ved alle de forskjellige modellene leverandørene baserer seg på. Equinor spiller på hele markedet når vi ser på hvilke leverandører som kan levere de ulike prosjektene våre. Dette avhenger av porteføljen til enhver tid. Når man får store enheter, kan andre falle utenfor. Kompetanse kan bli borte, og de mindre leverandørene kan miste muligheten til å nå opp. De mindre leverandørene kan være enda flinkere innen visse områder, og kan være en korreks for kostnader. Det er en balansegang som er viktig, sier hun.
Hun understreker at de ulike modellene vil passe på forskjellige prosjekter.
12. juni kommer Arild Selvig fra TechnipFMC til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
Før sammenslåingen konkurrerte de hver for seg, og hadde ikke gjort mye sammen.
Gamle FMC Technologies, med norsk hovedkontor på Kongsberg, var et av de største selskapene innen subesa produksjonssystemer (SPS). På «SURF»-siden, som er den marine delen av subsea og består av strukturer, navlestrenger, stigerør og rørledninger, var franske Technip et av verdens største selskaper.
– Selskapene var komplementære, hvilket var bakgrunnen for hele sammenslåingen, sier TechnipFMCs Europa-sjef Rune Thoresen.
Arild Selvig i TechnipFMC. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
I 2015 inngikk de allianse, og opprettet Forsys Subsea som et samforetak (joint venture). Et år senere kom meldingen om fusjon, med virkning fra 2017.
Nedbemanning ferdig i juni
Desember samme år kom meldingen om at selskapet hadde vunnet store kontrakter på Snorre og Fenja. På selskapets verksted på Ågotnes kunne de ansatte senke skuldrene flere hakk etter lang tids usikkerhet, da kontraktene ble feiret med kake like før jul.
– Vi slipper kanskje flere nedbemanningsrunder nå, sa en av de ansatte til Sysla.
Tre måneder senere måtte TechnipFMC likevel bemanne ned ytterligere, selv om Ågotnes slapp unna barbermaskinen. 300 måtte gå fra selskapet, 250 fra Kongsberg og 50 fra Lysaker. Fordelingen blir litt annerledes, forteller Thoresen, ettersom flere på Lysaker har søkt om sluttpakker.
– Det er en pågående prosess som er ferdig i slutten av juni. Etter det tror jeg ikke at vi vil ha flere justeringer på kapasitet, sier Thoresen.
Meglerhus mente TechnipFMC hadde priset seg ut
Selv om Snorre- og Fenja-kontraktene falt til det helintegrerte selskapet, vant ikke TechnipFMC de to siste kontraktene for undervannsproduksjonssystemer på norsk sokkel. Meglerhuset DNB Markets gikk ut og mente at TechnipFMC hadde priset seg ut av noen av mulighetene i markedet, deriblant i Norge.
Dette er ikke TechnipFMC enig i.
– Man må huske på at en stor del av omsetningen ikke bare er i Norge. Ser du på totalomsetningen for TechnipFMC i Norge, ligger den på rundt 12,6 milliarder kroner. Om lag halvparten av dette er global eksport. I den større sammenheng har vi vunnet kontrakter med den integrerte modellen, sier Rune Thoresen.
Trestakkfeltet. Technip og FMC opprettet et joint venture til feltet. Illustrasjon: Equinor
– Ser man dette i et historisk perspektiv, går dette opp og ned. I 2016 vant ikke Aker Solutions så mange kontrakter fra Equinor, og dette endrer seg hele tiden. Vår modell er et alternativ som aktørene inklusive Equinor har i sin verktøykasse, og jeg er helt overbevist om at vi vil vinne kontrakter i norsk sektor i fremtiden, sier han.
Venter «Iphone-revolusjon»
Som en integrert leverandør, mener TechnipFMC-sjefen at de har de beste forutsetningene for å drive innovasjon i markedet. Integrasjon er et nøkkelord for Thoresen.
– Man kan kutte stål og dermed kutte kostnad. Men det er like mye hvordan man integrerer produkt a og b. Eksempelvis er en Iphone et eksempel på mange forskjellige produkter i et eget produkt. Det er det tankesettet vi vil ha. Hvordan vi tenker om subsea vil være helt annerledes om fem år. Det vil skje en revolusjon, sier Thoresen.
– Du mener at vi venter en revolusjon à la Iphone?
– Jeg er helt overbevist om at det kommer til å skje.
Når selskapet gjør både produksjonssystemene og de marine operasjonene, åpnes øynene for nye måter å effektivisere på, sier Arild Selvig, som er salgssjef innen subsea i TechnipFMC.
– Mye av kostnaden til et subseaprosjekt er transporten fra land og ut på havet, for så installere det. Det vi ser nå er hvordan vi kan designe havbunnsintallasjonene for å effektivisere disse løfte- og senkeoperasjonene, noe som gjør det lettere å installere, og få til en betydelig kostnadsbesparelse for det totale subseaprosjektet, sier Selvig.
12. juni kommer Geir Egil Østebøvik til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
Geir Egil Østebøvik tar sats.
Imenco-sjefen hopper fra en båt og over på en laksemerd hos Eide Fjordbruk i Fensfjorden i Hordaland. Haugesunderen er på besøk på fiskeoppdrettet for å se på kameraene firmaet har installert på merdene.
At en redningsvestikledd Østebøvik skulle stå på en merdkant i Hordaland, stod slettes ikke skrevet i manus for tre år siden.
Selskapet han leder har nemlig stort sett hatt som hovedgeskjeft å levere drivstoffsystemer til helikoptre på offshoreinstallasjoner. De hadde også levert undervannskameraer i 20 år.
Så kom oljeprisfallet i 2014.
Geir Egil Østebøvik, daglig leder i Imenco. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– Næringen hadde gått for godt for lenge. Før krisen solgte vi til de prisene vi hadde, og det var sjeldent diskusjon om pris. Da oljeprisen falt, var Statoil harde med våre kunder, som ble negativt for oss små. De skviste sitronen, sier han.
Satte seg ned med penn og papir
Færre kjøpte drivstoffsystemene, selskapet måtte si opp flere ansatte, og Østebøvik måtte samle troppene.
D-Dagen var her. På et møterom satte hans fremste medarbeidere seg ned med penn og papir med en klar oppgave:
Hvilke andre næringer har vi kompetanse til å gå inn i?
Fra fôrflåten kan oppdretterne følge med hva som skjer både i og oppå merdene. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Tunnelbygging ble vraket. Det samme ble fiskeri. Men havbruk og havvind ble også skrevet ned på lappene, og nå, tre år senere, står de i Fensfjorden i Hordaland og styrer kameraene på en laksemerd med en Xbox-kontroller.
IP-baserte subsea-kameraer
På fôrflåten ser man klare bilder av laksen, som svømmer tett i tett i sirkel. Noe grums ligger i bildene, som kameraføreren på broen forklarer med høy temperatur og dermed gode levekår for alger i sjøen.
– Tidligere er det gjerne brukt svarthvittkameraer på merder. Vi har gått for fargebilder, som er veldig lysfølsomme, noe vi har jobbet med på havbunnen før. Med et svarthvitt-kamera hadde man hatt vanskelig for å se forskjell på fôr og grums. Vi må se til at fisken spiser, og at fôret ikke renner rett gjennom merden.
– Vi var tidlig i subsea med IP-baserte kameraer. Nå begynner vi å få betalt for det vi har gjort tidligere.
Olve Byre i Imenco viser frem kameraet. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Bildekvalitet er viktig for selskapet. På subsea-kameraer hevder de å ha eliminert forsinkelser på digitale kameraer, der det gjerne har tatt et sekund før det digitale bildesignalet kommer til føreren av en fjernstyrt undervannsfarkost (ROV). Det gir ikke gode forhold når jobben utføres på havbunnen.
– Vi har utviklet en programvare som eliminerer dette. Bilder sendes i sanntid over ethernet-kabel, sier Østebøvik.
Sliter med å kjøre seg opp i havbruk
Fortsatt kommer rundt 85 prosent av selskapets omsetning fra olje og gass, og fuel-systemene til helikoptre er fortsatt hovedinntekten.
Men det har blitt langt færre av dem. De har levert til Castberg og Sverdrup, men etter oljeprisfallet har antallet nye prosjekter lagt seg på et historisk lavt nivå (?). Fra ti leveringer i året på topp til rundt halvannen nå, måtte noe gjøres.
Med deres korrosjonsbeskyttelse på vindmøller offshore, gikk havvindsatsningen rett opp i 20 millioner kroner i omsetning etter de igangsatte satsingen. Kreftene på havbunnen hadde de kjennskap til fra før, og hadde så og si produktene de utviklet klare til bruk med en gang.
Kameraene styres med en Xbox-kontroller. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– Det var spesielt avgjørende å komme inn i offshore-vind ganske tidlig. Uten det måtte vi ha redusert enda mer.
Innenfor havbruk har det tatt lengre tid, men Østebøvik har stor tro på 2018.
– Det har vært vanskelig. Det er nye kunder, nye personer og et nytt marked. Nå ansetter vi igjen, og bemanner opp bergenskontoret som er tettere på oppdrettsnæringen.
Oppdrettsselskapet Marine Harvest er pålagt miljøovervåking av åtte vassdrag, som følge av to større rømminger ved to av deres anlegg i vinter. 106.700 laks rømte fra Geitryggen og Austvika på trøndelagskysten.
De åtte vassdragene som skal overvåkes er Nordfolla, Salvassdraget, Namsen, Oksdøla, Aursunda, Bogna, Årgårdvassdraget og Steinsdalselva.
Fiskeridirektoratet står bak pålegget.
– Det er et ganske omfattende pålegg. Det er første gang vi pålegger denne type overvåking to år på rad, sier Ruth Lillian Kjæmpenes, seksjonssjef på havbrukseksjonen i Fiskeridirektoratet Midt.
Les også: I januar jublet Fiskeridirektoratet over rømmingstallene. Så kom februar.
– Det er forskjellige grader av overvåking. Vi har hatt dialog med Marine Harvest og Fylkesmannen om hvilke metoder som er egnede i de forskjellige vassdrag. I noen kan det bety kameraovervåking, i andre at man tar ut fisk eller å gå ned med dykkere, sier Kjæmpenes.
Målet er å avklare om den rømte oppdrettslaksen har tatt seg opp i vassdragene. Kommer oppdrettslaksen i kontakt med villaks, kan det ha påvirkning på villaksstammen.
Overvåkingen gjelder over to år. Årsaken til lengden er at rømningsfisken var såpass liten at Fiskeridirektoratet mener det er mer sannsynlig at den kan gå opp i elvene til neste år, enn i år.
Ikke skyldfordeling
Å få et slikt pålegg er, ifølge Kjæmpenes i Fiskeridirektoratet, ikke synonymt med at Marine Harvest har opptrådt klanderverdig da fisk rømte fra anleggene deres.
– Miljøovervåking er knyttet til opprydningsbiten av rømmingen, og handler om skadebegrensning. Så får vi se om det er noe klanderverdig her, om man kan finne en grunn til at folk har handlet feil. Dette er ikke en vurdering av skyld, sier Kjæmpenes, som legger til at Fiskeridirektoratet alltid vurderer om det er grunnlag for å politianmelde oppdrettsselskaper ved større rømminger.
Marine Harvest har ikke vært tilgjengelig for kommentar.
Da den fellesnordiske systemprisen til slutt havnet på 33,46 €/MWh for mai måned, ble den
notert som høyeste mai-pris på fem år – på tross av kraftig snøsmelting og flom flere steder i
landet. Siden denne perioden hadde minimalt med nedbør og svært lite vindkraft, falt ikke
prisen så lavt som den ofte gjør i løpet av snøsmeltingsperioden.
Sammenlikner vi prisen med snittet for maiprisene de siste fem år, havnet 2018 hele 22
prosent høyere. Men om vi i stedet sammenlikner med den siste tiårsperioden, så ble prisen
derimot nærmere gjennomsnittet.
Priskommentaren fra april: Uro i Midtøsten og kulde på Nordpolen skyter strømprisene til værs
Kraftig press på spotprisen
Fakta
Om LOS Energy:
Leverandør av kraft til det norske bedriftsmarkedet
Kundeportefølje på over 20 TWh, som tilsvarer årsforbruket til om lag 1,3 millioner husholdninger.
Heleid datterselskap av Agder Energi AS med kontorer i Oslo, Kristiansand, Södertälje, Gøteborg og Arendal.
De rekordvarme maidagene sørget for at snøsmeltingen ble intens og kortvarig. Derfor ble det også bare et kortvarig prisfall i Norden under årets vårflom. Det skjedde i uke 19, da
snøsmeltingen og flommen var på sitt kraftigste, noe som resulterte i kraftig press på spotprisen i Norden. Men, det ble med denne ene uka.
Nå som flomtoppen er tilbakelagt og prisene i Europa ligger høyere, er prisene nå tilbake der
de var før snøsmeltingen.
Priskommentaren fra mars: Rådyr strøm i mars: – Nå trenger vi at snøen smelter raskt
Nye værrekorder
Når vi sier rekordvarme, mener vi det bokstavelig: På Østlandet måtte forrige rekord fra mai 1947 vike, og måneden ble dermed den varmeste mai som noen gang er registrert siden
Meteorologisk Institutt startet målingene sine i 1937.
Samtidig har det – kanskje ikke overraskende i høytrykksperioden – vært nesten totalt fravær av nedbør, og meteorologene beregner at det i perioder fordampet mer fra snø og vann enn det kom av regn – kall det gjerne en «negativ nedbør». De høye temperaturene har naturlig nok også dempet forbruket av strøm til oppvarming.
Vannmagasinene i Norden har høyere nivåer enn normalt for årstiden, men beregninger viser at snømengden er mye lavere enn normalt. I sum blir det altså mindre tilgjengelige
vannressurser i Norden neste vinter, slik det ser ut nå.
Priskommentaren fra februar: Sjeldent værfenomen presser strømprisene opp
Markedene går så det griner
Ser vi ut i verden, noterer vi oss at gode tall fra økonomien på flere kontinenter gir press på
råvareprisene. Bare i Kina økte strømforbruket med over ni prosent det siste kvartalet. I løpet av det siste kvartalet har økningen i forbruket vært på hele 200 TWh. Dette tilsvarer halvparten av all strøm vi bruker i Norden på et helt år!
Selv om Kina er verdensmestre til å bygge fornybar kraftproduksjon, så er en vesentlig del av
kraftproduksjonen fremdeles basert på kullkraft. Samtidig ser vi at flere andre land i Asia også har kraftig vekst, og dermed også bruker masse kull. I sum har dette skapt et betydelig press på kullprisen, som har doblet seg på to år.
Priskommentaren fra januar: Tung snø tynger strømprisene
Avgift på kull-utslipp doblet på et halvt år
Det internasjonale kullprisen er viktig for prissettingen av nordisk kraft, siden både import og eksport av kraft fra Norden konkurrer med europeiske kullkraftverk. I Europa må kullkraft-produsenter også kjøpe utslippstillatelser, og dette er verdipapirer som også har hatt en kraftig oppgang de siste månedene.
Prisen for å slippe ut ett tonn CO2 har doblet seg fra 8 €/tonn i januar, til 16 €/tonn i dag.
Dette gjør det dyrere å produsere kullkraft, noe som prises rett inn i de europeiske kraftprisene.
En idé etter studietiden har nå utviklet seg til klokken Arild Sæle bærer på håndleddet. Klokken har ingen visere, men er utstyrt med en peiler som sender trådløse signaler til sensorer koblet til vanlige stikkontakter rundt på skipet.
På den måten kan kapteinen vite hvor mannskapet er, skulle en nødsituasjon oppstå.
Scandinavian Reach Technologies-gründeren står på North Sea Giant, et av de største offshoreskipene i Norge. Her har systemet blitt testet den siste måneden. 111 sensorer og klokker på alle i mannskapet, gjør at en nødsituasjon vil være langt mindre kaotisk enn tidligere.
Alle på skipet skal ha på seg en slik klokke, eller et smykke. Ved en nødsituasjon skrus systemet på, og fra broen kan da kapteinen på en Ipad se hvor alle på skipet befinner seg. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– Folk lurte jo på om jeg var dum. Men nå har vi knekt koden. Heldigvis er jeg kanskje dum og naiv, og gikk løs på dette med liv og lyst. Det har gått så mye penger og energi i dette før, men ingen har lykkes, så vidt jeg vet. Nå har vi en skalerbar teknologi som mannskapet selv monterer, sier han.
Bryter gjennom stål
Det kan jo høres såre enkelt ut, men utfordringen, og Arild Sæles dypeste forretningshemmelighet, er hvordan de trådløse signalene bryter gjennom stål.
– Det er forretningshemmeligheten vår. Det får du ikke ut av meg, smiler Sæle.
Arild Sæle. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
På veien til ScanReach, ble Sæle fortalt at han var en naiv tulling. Å gjøre dette hadde mange gjort før ham, og feilet. Med fremveksten av internet of things (IoT), kunne han bytte ut avanserte ombygginger med omkabling av hele skip. Sensorene står som perler på en snor og sender hverandre signaler, og fungerer helt fint slik Sæle demonstrerer overfor Sysla.
– Jeg lurte på hvordan folk forholdt seg til mønstring. Det er mye armer og bein, og for mange av dagens rutiner er med penn og papir hvor man tikker av på mannskapslisten, sier han.
Bytter ut avkryssing på tavle
I en nødsituasjon i dag, er det manuell telling som gjelder, demonstrerer Odd Inge Gribbestad på broen på North Sea Giant.
– Her må jeg stå og krysse av folk fra listen og tusje over områdene vi har søkt. Mangler vi noen, kan det ta flere timer å finne dem, sier Odd Inge Gribbestad.
Tavle og liste. Kaptein Odd Inge Gribbestad viser. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Med hvit skjorte og et anker som henger på et gullsmykke rundt halsen hans, er det ikke vanskelig å gjette hva han jobber med her på skipet.
Kaptein på skipet de siste to årene og med totalt 36 sjøår under beltet, burde han vite hva han snakker om.
– Med dette systemet vil man kunne spare tid i en nødsituasjon. Og i en nødsituasjon koker alt ned til tid, sier Gribbestad.
Har ikke tjent penger
I fire år har gründer og sotrabu Arild Sæle jobbet frem teknologien.
Men rett skal være rett, han er ikke i mål enda. Selv om det står svarte sensorbokser rundtomkring på North Sea Giant, har selskapet aldri sett et svart tall på bunnlinjen. Det er bare blodrødt å se i regnskapstallene fra oppstarten og til i dag. Først fra januar 2019 skal de gå kommersielt, og begynne å tjene penger. De ansatte, eller «teamet vårt» som Sæle kaller dem, har blitt lønnet i aksjer frem til nylig.
Med et interaktivt kart på en datamaskin viser ScanReach-gründer Arild Sæle frem systemet. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Selv eier han og konen 23,6 prosent av selskapet, og er hovedaksjonær. De har også fått tilført risikokapital gjennom Momentum Partners. Gjennom dem har også Frank Mohn blitt styreleder i selskapet.
Sæle ønsker andre investorer velkommen til å både kjøpe opp eller kjøpe seg inn i ScanReach.
– Det er ikke uvanlig at et teknologiseslskap som oss fort kan komme på radaren til andre. Kommer det en større aktør og vil kjøpe oss, er jeg positiv til det i utgangspunktet. Men vi ønsker jo å sitte dette så lenge som vi klarer, sier han.
if("undefined"==typeof window.datawrapper)window.datawrapper={};window.datawrapper["vZaBn"]={},window.datawrapper["vZaBn"].embedDeltas={"100":333.011364,"200":260.011364,"300":235.011364,"400":235.011364,"500":211.011364,"700":211.011364,"800":211.011364,"900":211.011364,"1000":211.011364},window.datawrapper["vZaBn"].iframe=document.getElementById("datawrapper-chart-vZaBn"),window.datawrapper["vZaBn"].iframe.style.height=window.datawrapper["vZaBn"].embedDeltas[Math.min(1e3,Math.max(100*Math.floor(window.datawrapper["vZaBn"].iframe.offsetWidth/100),100))]+"px",window.addEventListener("message",function(a){if("undefined"!=typeof a.data["datawrapper-height"])for(var b in a.data["datawrapper-height"])if("vZaBn"==b)window.datawrapper["vZaBn"].iframe.style.height=a.data["datawrapper-height"][b]+"px"});
Sa opp kontorjobb og ble fisker
For å få råd til å gründe frem prosjektet, dro Sæle til sjøs og fikk friuker. Med intensivt arbeid på fiskebåt, samlet han inn nok penger til å starte, og samtidig kunne jobbe litt med Scandinavian Reach Systems på si. Med bakgrunn fra sjøen selv, er den uttalte motivasjonen hans å bedre sikkerheten til sjøs.
– Hvis Odd Inge her ringer til meg en morgen og sier at det har vært brann på båten, men at alle ble reddet fordi de fikk kontroll fra første sekund, så er dette en suksess, sier han.
North Sea Giant er et offshoreskip av vanvittige dimensjoner. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
ScanReach er ferdig med det vanskeligste, sier Sæle, nemlig å opprette trådløs kommunikasjon i et stålmiljø. De ønsker også å utvide systemet til å kunne fungere på oljeplattformer også.
Etter hvert som bestillingene kommer, planlegger de å legge til ekstrafunksjoner, skreddersydd til hver sin bruk. Et slikt eksempel er at klokkene er utstyrt med en tablett som oppløses i saltvann.
Fakta
Forlenge
Lukke
Scandinavian Reach Technologies
Teknologibasert selskap, basert på Straume i Fjell kommune.
Startet opp i 2015.
Gründer Arild Sæle er største aksjonær.
Har utviklet teknologien InReach, et IoT-system som kartlegger mannskapet på skip i en nødsituasjon.
Går kommersielt tidlig 2019.
Sikkerhet på leasing
Planen er å tilby rederier systemet på leasing, hvor de betaler en inngangskostnad for å betale årlig når de bruker systemet. Antall sensorer og armbånd varieres fra kunde til kunde, fra båt til båt.
Sæle tror det er betalingsvilje for et slikt system.
– Man kan ikke sette en pris på et liv. Mange rederier er opptatte av sikkerhet, og er villige til å investere for økt sikkerhet for sine ansatte. Vi jobber samtidig med forsikringsselskaper, etter en modell der en kan få refundert deler av forsikringspremien dersom man har installert systemet, sier han.
Til nå i pilotprosjektet har de med et kystvaktfartøy, fiskebåten Atlantic Star, og nevnte North Sea Giant.
North Sea Shippings gigant North Sea Giant ved kaien på Ågotnes. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– Ikke et underholdningssystem for broen
I Dagens Næringsliv tidligere denne måneden slo tillitsvalgte alarm om at et selskap brukte overvåkningsmateriale som skulle ivareta sikkerhet ble brukt til å harselere med ansatte. Det ble også hevdet at selskapet ville sette sensorer på folk for å logge hvor folk befant seg på plattformen.
Sæle fremholder at dette ikke skal være et overvåkingssystem utenfor nødsituasjoner.
– Systemet er sovende, og det er først når man trykker på alarmen at systemet virker. Dette er ikke et overvåkingssystem uten at en alarm har gått, eller et underholdningssystem for at broen skal finne ut hva stuerten gjør på kvelden, sier han.
Det kommer frem av et brev fra Equinor, som Sysla har fått tilgang til. Selskapet, tidligere kjent som Statoil, driver raffineriet på Mongstad.
Bare tilfeldigheter gjorde at ingen omkom da den eksplosive gassen H2 (to-atoms hydrogen) lekket ut i forbindelse med et inspeksjonsarbeid, 25. oktober 2016. Et rør var åpent, og da anlegget ble forsøkt stengt av, løsnet hele ventilen og røret knakk tvers av.
Siden har politiet åpnet etterforskning mot Equinor, og saken ligger nå hos Petroleumstilsynet til vurdering.
– Petroleumstilsynet vil gi en tilrådning om hvordan de ser på saken, og vi vil vurdere det sammen med saksdokumentene. Jeg håper at den kommer snart, sier politiadvokaten som er på saken, Ole Bjørn Mevatne.
Mongstad oljeraffineri i april i år. Foto: Gwladys Fouche/Reuters
Nedprioriterte gassdetektorer
Et av forbedringspunktene som Equinor selv pekte på i sin egen granskingsrapport, var at det burde vært installert gassdeteksjon i det aktuelle anlegget. Dette var ikke gjort, til tross for at flere analyser anbefalte dette.
Årsaken var prioriteringer i økonomi og i hvilken rekkefølge forskjellige ting skulle vedlikeholdes, ifølge rapporten.
Selv om selve årsaken til gasslekkasjen var korrosjon på rørene, kunne en slik varsling tidlig kunne «detektere en gasslekkasje og kunne forhindre eskalering av en hendelse», ifølge granskingsrapporten til Equinor.
Nå har selskapet tatt grep.
– Vi er i gang med arbeidet, og vil være ferdig i løpet av året, sier Elin Isaksen, talsperson i Equinor til Sysla.
Seks gassdetektorer, to flammedetektorer, to såkalte linje gassdetektorer og tre alarmgivere med lys og lyd vil bli installert i isomeringsanlegget på Mongstad.
Fakta
Forlenge
Lukke
Mongstad
Produksjonsanlegg på Mongstad i Lindås kommune i Hordaland.
Har både rafinneri, råoljeterminal, NGL-mottak, kraftvarmeanlegg og teknologisenter for CO2.
Satt i drift i 1975.
Sysselsetter 2000 mennesker.
– Kan dessverre ikke gjøre alt på en gang
Beslutningen om å installere systemet ble tatt i desember 2017, ifølge Equinors brev til Petroleumstilsynet.
Isaksen sier derimot at det i lengre tid har vært en plan fra Equinors side å installere dette, og at den oppstartede oppsetningen ikke er en direkte konsekvens av gasslekkasjen.
Mongstad, 2016. Foto: Rune Nielsen/BT
– Dette var et påbegynt arbeid. Mongstad er bygget mot slutten av 80-tallet, og kravene har endret seg hele veien. Vi jobber fortløpende med vedlikeholdsarbeid, men man kan dessverre ikke gjøre alt på en gang, sier hun.
– Rapporten fastslår at gassdeteksjon ikke ble installert, delvis på grunn av økonomi. Hvorfor skulle det en alvorlig hendelse til før dere tok tak?
Fakta
Dette skjedde på Mongstad, 25.10.2016
Lekkasjen oppstod i forbindelse med et inspeksjonsarbeid, hvor en gassalarm slo inn på hydrogen. Driftsoperatøren ble varslet, og lå merke til at røret var åpent. Da vedkommende forsøkte å stenge det, løsnet hele ventilen og røret knakk av.
Lekkasjen oppstod fra et 15 centimeter stort rør. Et halvt kilo gass strømmet ut i sekundet.
600 ansatte ble evakuert fra anlegget.
Den ble stemplet med mulig alvorlighetsgrad rød 1, som er den høyeste alvorlighetsgraden som Statoil opererer med.
– Vi prioriterer vedlikehold ut fra en risikoforståelse. Da gjør vi de tiltakene som vi mener er viktigst, på de ulike områdene.
– Har deres risikoforståelse da vært god nok?
– Nei, og det sa vi også da rapporten kom, spesielt opp mot korrosjon. Men det har vært planen å forbedre anlegget, også i form av gassdeteksjon.
Petroleumstilsynet: – Ikke forsvarlig vedlikeholdt
Petroleumstilsynets rapport slo fast at anlegget ikke var forsvarlig vedlikeholdt, og at det var en medvirkende årsak til hendelsen.
Politiet sa til Sysla i februar at de så denne lekkasjen i sammenheng med en annen lekkasje et år senere. De mistenkte dårlig vedlikehold som skyld i begge.
Like etter granskningen styrket Equinor overflatevedlikeholdet på Mongstad, og hadde et omfattende vedlikeholdsprogram ved Mongstad og andre anlegg som følge av funnene i rapporten.
Equinor hadde heller ikke installert fjernstyrt trykkavlastning, som også var anbefalt før lekkasjen i oktober 2016. Dette ble ikke installert på grunn av prioriteringer i hva de skulle vedlikeholde først.
Da gasslekkasjen oppstod måtte ansatte avlaste trykket manuelt, og utsatte seg for risiko i forbindelse med dette arbeidet. «Risiko for antennelse og eksplosjon var stor», heter det i Equinors rapport.
Denne fjernstyrte trykkavlastningen er nå installert.
