Enova har gitt tilsagn om støtte på 2,3 milliarder kroner til det som blir verdens største flytende havvindpark, dersom Equinor og partnerne bygger den ut. Det ble kjent på en pressekonferanse klokken 14 torsdag, Aftenbladet.
Støttebeløpet til Equinors prosjekt som skal bidra til å forsyne oljefeltene Gullfaks og Snorre med fornybar kraft, er det største fra Enova noensinne, skriver Enova i en pressemelding.
– Både Norge og verden vil trenge mer fornybar kraft i den store omstillingen vi skal gjennom. Flytende havvind kan bli en enorm energiressurs om vi lykkes i å redusere kostnadene slik at flytende vind på sikt blir konkurransedyktig med andre energikilder. Da trenger vi prosjekter som Hywind Tampen, sier administrerende direktør Nils Kristian Nakstad i Enova om vedtaket.
Bestemmer seg i høst
Equinor har også sendt ut en pressemelding. Har tar selskapet et visst forbehold:
– Støtten partnerskapet får på Hywind Tampen-prosjektet demonstrerer norske myndigheters vilje til å investere i og utvikle flytende havvind og fornybar energiforsyning. Med denne støtten har vi tatt et viktig steg videre for å kunne realisere prosjektet. Nå blir det opp til partnerskapet å modne prosjektet videre til en endelig investeringsbeslutning i løpet av høsten, sier Pål Eitrheim, konserndirektør for Nye energiløsninger i Equinor i meldingen.
Hywind Tampen-vindparken vil bestå av 11 vindturbiner med en samlet kapasitet på 88 MW. Vindparken vil kunne dekke om lag 35% av det årlige kraftbehovet til de fem plattformene Snorre A og B og Gullfaks A, B og C. I perioder med mye vind vil andelen kunne være betydelig høyere.
De sju partnerne i Snorre og Gullfaks planlegger for en mulig investeringsbeslutning for Hywind Tampen-prosjektet høsten 2019.
ONS-jubel
Stavanger og Rogaland er allerede i front innen havvind, både i norsk og europeisk målestokk med sentrale kompetansemiljøer, har Leif Johan Sevland, administrerende direktør i ONS tidligere sagt til Aftenbladet. Nå stiller han seg først i køen av gratulanter.
– Dette er en gledens dag, når vi nå er ett steg nærmere å realisere en perfekt synergi mellom tradisjonell olje- og gassindustri sammen med fornybar energi. ONS har lenge vært en av de fremste arenaene for promotering av teknologioverføringer mellom næringer og fremsnakking av offshore vind. ONS 2020 vil ta diskusjonene enda lenger, med mer fokus på fornybar energi og teknologioverføringer, sier Leif Johan Sevland, administrerende direktør i ONS.
I mars 2015 startet produksjonen på Knarr-feltet i Nordsjøen, der oljegiganten Shell er operatør. Feltet er bygget ut med et flytende produksjons- og lagringsskip (FPSO) kalt Petrojarl Knarr. Shell og partnerne leier skipet fra Teekay Offshores datterselskap Teekay Knarr, som er registrert i Trondheim.
Skipet ble bygget i Sør-Korea, men ble levert senere enn avtalt. Forsinkelsen var på ti måneder, ifølge en rapport fra konsulentselskapet Agenda Kaupang.
Flere hundre millioner
Situasjonen har ført til konflikt mellom Teekay og oljeselskapene som eier Knarr-feltet – Shell, Wintershall Dea og Idemitsu Petroleum. I 2016 leverte operatør Shell et erstatningskrav til Teekay Knarr som følge av forsinkelsen. Kravet var på 23,6 millioner dollar. Det tilsvarer om lag 210 millioner kroner med dagens kurs.
“I oktober 2016 mottok selskapet et krav fra Shell om erstatning på USD 23,6 millioner. Dette på grunn av forsinket levering av FPSO-en. Shell hevder også at den forsinkede leveringen har resultert i at de har rett på en 20 % reduksjon i kjøpesummen som Shell kan kjøpe FPSO-en for i henhold til kontrakten,” skriver selskapet Teekay Knarr i sin årsrapport for 2018.
Shell økte overskuddet i Norge med 4,6 milliarder
Teekay Knarr har imidlertid også kommet med et motkrav. Selskapet hevder blant annet at skipet var klart for arbeid offshore i henhold til fristen i kontrakten, og at Shell selv hadde forårsaket forsinkelsen, blant annet på grunn av mangelfulle spesifikasjoner i bestillingen.
“Det er selskapets posisjon at selskapet på grunn av forsinkelser forårsaket av Shell har rett til den daglige raten for enheten i en periode før Shell begynte å betale slik rate og at Shell ikke har krav på reduksjons i kjøpesummen skulle de benytte seg av kjøpsopsjonen,” skriver Teekay Knarr i årsrapporten.
Over milliarden?
I Knarr-rapporten fra Agenda Kaupang kommer det fram at det ble gjort flere endringer på skipets utforming sammenlignet med den opprinnelige planen.
“De viktigste konseptendringene i perioden 2012–2014 var en metanoltank som ble satt inn etter at skroget var bygget, til nær 380 millioner kroner. Videre ble det installert en ny, forsterket bunnplate til ankringssystemet, som kostet nær 360 millioner kroner,” skriver konsulentselskapet i rapporten fra 2017.
Teekay får hjelp av regjeringen til å bygge nye tankere
I Teekay Knarrs årsrapport står det ingenting om størrelsen på selskapets motkrav til Shell og partnerne. I Wintershalls årsberetning fra i fjor står det imidlertid at “Wintershalls andel av Teekays krav mot Knarr-lisensen er cirka 250 millioner kroner”. Wintershall hadde på det tidspunktet en eierandel på 20 prosent av Knarr, men har senere slått seg sammen med den tyske konkurrenten Dea. Til sammen eier Wintershall Dea 30 prosent av Knarr.
Vanligvis bestemmes både oppside og nedside fra olje- og gassfelt av selskapenes eierandel. Gjelder det også her, er altså det totale kravet mot Knarr-eierne på over 1,2 milliarder kroner.
To runder i retten
Partene forsøkte først å løse konflikten utenfor rettssystemet, men ble ikke enige. Dermed møtes de i retten. Første del av rettsprosessen ble gjennomført i mai 2019, mens siste runde begynte denne uken. Saken foregår i Oslo.
Ingen av selskapene er særlig snakkesalige om konflikten og oppgjøret i retten.
– Teekay bekrefter at det pågår en prosess for å løse konflikten, men kan ikke kommentere ytterligere, skriver kommunikasjonsrådgiver Maria Sjöstrand Blücher i Teekay Offshore i en e-post.
Heller ikke Shell vil si noe.
– Vi kan ikke kommentere, siden dette er omfattet av konfidensialitetsforpliktelser, forklarer kommunikasjonssjef Kitty Eide i Norske Shell.
Me likar jo så klart ikkje å ha ei så høg omsetnad utan å tene pengar. Me er ikkje nøgd med dette, men me kan ikkje skulde på nokon andre enn oss sjølv, seier verftsdirektør Hugo Strand.
For første gong på mange år gjekk Fitjar Mekaniske Verkstad med underskot i 2018. Verftet enda opp med eit underskot (resultat før skatt) på minus 16,7 millionar kroner.
Dette trass i at fjoråret var eit år med særs mykje aktivitet for Fitjar-bedrifta, med ei omsetnad på heile 638 millionar kroner. Det er over 160 millionar kroner meir enn året før.
Har takla forsinkingar dårleg
Hugo Strand fortel at forsinka levering av skrog frå Polen er noko av årsaka til at fjoråret blei slik det blei.
– Det var tre nybygg til utrustning som ikkje blei levert i 2018 men som vart levert i år. Ein av dei blei utsett for brann i Polen, då fleire titals millionar gjekk tapt. Når dei først kjem inn til oss, så hopar det seg opp.
Strand erkjenner at verkstaden ikkje har vore flinke nok til å planlegge for å ta i mot forsinka prosjekt når dei kjem på toppen av pågåande arbeid.
– Når me har mykje å gjere frå før, så blir det veldig vanskeleg med opphopingar. Me har ikkje takla alt dette like greitt. Blant anna har me ikkje klart å skaffe nok innreiingsfolk. Det har vore utruleg vanskeleg. Då blir heile nybygget forsinka.
Skyhøg lånegjeld
Verftsdirektøren trekkjer fram båtane Seihaust og Setus som døme på to prosjekt som vert over eit halvt år forsinka, og som dei no jobbar knallhardt for å bli ferdig med.
– Reiarlaga er naturleg nok utålmodige etter å kome i fiske.
Rekneskapstala viser også at Fitjar Mekaniske slit med svært høg lånegjeld. Selskapet skulda ved årsskiftet over 700 millionar kroner, der mesteparten, 681 millionar, er definert som kortsiktig gjeld. Det betyr at beløpet skal betalast innan eitt år.
Samtidig kjem det fram at selskapet hadde nesten like store uteståande fordringar, på til saman 641 millionar kroner.
Hugo Strand forklarar også dette med forsinka levering.
– Me lånar jo pengar til nybygg, og som regel betalar reiarlaga 70-80 prosent ved overlevering. Då får me jo eit stort opptrekk ved forsinkingar, med store utgifter i nybygg utan at me får inn sluttoppgjeret. Men hadde du sett på tala frå utgangen av januar hadde det sett mykje hyggelegare ut.
Ligg an til betring i 2019
Likevel vil ikkje Strand svartmåle fjoråret, og trekkjer fram fleire positive ting som skjedde.
– Det skjedde likevel ein del positive ting. Me fekk mange nybyggingskontraktar, me fekk auka arbeidsstokken med mange gode og erfarne folk, og så investerte me ein del i infrastruktur og designutvikling.
– Korleis ligg 2019 an?
– Det er ikkje noko som tyder på at me vil få eit sånt resultat som i fjor igjen. Me vil nok få ei endå større omsetnad, men det er ikkje noko mål for oss å ha så stor omsetnad som mogleg. Det me ønskjer er lønnsemd.
I 2008 bestemte daværerende StatoilHydro at SAS-ingeniører (system engineering for safety and automations systems) som hovedregel skulle flyttes fra plattformer til land. Disse ingeniørene har blant annet ansvaret for datasystemer som håndterer automatiske operasjoner på installasjonene.
I 2010 gjennomførte selskapet en konsekvensanalyse som vurderte følgene av endringen.
Krever ny vurdering
Først nå skal endringen gjennomføres på Gullfaks-feltet. Det skjer i forbindelse med pensjonsavgang. Ansatte reagerer på at omorganiseringen skjer basert på en ni år gammel analyse.
– Siden 2010 har det skjedd store endringer på alle nivåer i selskapet. Det gjelder også avdelingen der SAS-ingeniørene jobber på land. Helse, miljø og sikkerhet er ferskvare, og vi kan ikke jobbe etter gamle analyser. Derfor vil vi ha en ny vurdering, sier hovedverneombud Geir Kjeilen på Gullfaks-feltet til Sysla.
I sommer sendte han et bekymringsbrev til Petroleumstilsynet (Ptil), der han ber tilsynet gripe inn i saken.
Miljø og penger
Ifølge Kjeilen har spesielt kontrollromsoperatører reagert på at SAS-ingeniøren flyttes på land.
– Dette handler ikke om personer eller stillinger, men om kompetanse. Det er ønskelig at denne kunnskapen beholdes offshore, sier verneombudet.
Han mener det blant annet finnes mange eksempler på at rask inngripen fra SAS-ingeniører har bidratt til å hindre unødvendige nedstenginger av installasjoner.
– Det har igjen hindret unødvendige oppstarter. Under slike oppstarter er det økt fare for lekkasjer, så dermed tas det her en unødvendig miljø- og sikkerhetsrisiko. I tillegg er det store økonomiske besparelser ved å hindre nedstenginger, sier Kjeilen, som peker på at Gullfaks-feltet har hatt spesielle miljøutfordringer, og at det derfor er spesielt viktig å ta dette i betraktning..
Han sier det er besluttet at annet personell om bord skal få opplæring i deler av SAS-ingeniørenes oppgaver, men at det ikke har skjedd på en tilfredsstillende måte.
– Ingen risiko
Ifølge Equinor skjer endringen nå fordi det passer bra i forbindelse med pensjonsavgang.
– Vi gikk med på å utsette denne forflytningen i en overgangsfase, men nå er tidspunktet godt for å gjennomføre den, sier pressekontakt Morten Eek.
Han ser ingen grunn til å utarbeide en ny konsekvensutredning.
– Det har ikke skjedd endringer som tilsier at det bør gjennomføres nye analyser. I 2010 ble det gjort et grundig forarbeid som fortsatt står seg. Analysen fra den gang er gjennomgått og vurdert på nytt nå, sier Eek.
– Slik vi ser det, finnes det ingen sikkerhetsrisiko ved å flytte denne stilingen til land, legger han til.
Ifølge Eek er det bare noen få Equinor-installasjoner på norsk sokkel som fortsatt har SAS-ingeniører offshore.
– Vi har så langt gode erfaringer med å flytte disse til land, sier han.
Under behandling
Pressekontakt Eileen Brundtland i Ptil bekrefter at brevet fra arbeidsmiljøutvalget på Gullfaks ble mottatt i sommer. Det er imidlertid under behandling nå, og derfor kan hun i liten grad kommentere hva tilsynet gjør med saken.
– Jeg kan imidlertid si at vi har tatt kontakt med Equinor og bedt om å få all tilgjengelig informasjon fra selskapet. Da får vi innsikt i begge sider av saken og kan gjøre en vurdering. Deretter vil vi komme med en uttalelse, sier Brundtland.
Olje- og gassprodusentene på norsk sokkel er tilbake i høyeste gir etter noen labre år under oljekrisen – da lavere oljepris og høye kostnader gjorde at overskuddene krympet.
Mange av dem hadde i fjor sitt beste år på lenge, og slik var det også for den franske giganten Totals norske virksomhet.
Tredje størst
Selskapet omsatte i fjor for 35,1 milliarder kroner, opp 18 prosent fra 29,7 milliarder året før. Resultatet før skatt økte med 78 prosent – fra 9,8 til 17,4 milliarder kroner.
Snittproduksjonen var i fjor 211.000 fat oljeekvivalenter daglig. Det gjør selskapet til den tredje største produsenten på norsk sokkel.
– Vi er godt fornøyd med fjoråret og de økonomiske resultatene vi oppnådde da. Det skjedde i et veldig aktivt år, der vi gjennomførte store omstruktureringer, sier finansdirektør Ulrich Bollhauer til Sysla.
ConocoPhillips økte inntektene med ti milliarder kroner på to år
Han viser til at selskapet i fjor solgte sine andeler i feltene Martin Linge og Garantiana til Equinor og at danske Maersk Oil ble kjøpt opp og fusjonert inn i Total. Alle grepene ble vedtatt allerede høsten 2017, men gjennomført i fjor.
– Fjoråret var preget av disse endringene. Det var en suksess, og vi er kommet styrket ut av grepene som ble tatt, sier Bollhauer.
Salgene av prosjektene Martin Linge og Garantiana, der Total var operatør, markerer også et skifte i selskapets portefølje, som nå først og fremst vil handle om å være partner på felt på norsk sokkel. Total har i dag store eierposter i felt som Ekofisk, Åsgard, Troll, Snøhvit og Oseberg.
Fakta
Forlenge
Lukke
Total Norge
Datterselskap av fransk olje- og gassgigant
Hovedkontor i Dusavik i Stavanger
Drøyt 100 ansatte
Norges tredje største olje- og gassselskap
Eierandeler i en rekke store felt på norsk sokkel
Produserte i fjor 211.000 fat oljeekvivalenter daglig i snitt
Blir i Norge
Til tross for at Total framover først og fremst satser som partner, fortsetter selskapet å lete på norsk sokkel – selv om det ikke dreier seg om mange brønner. Dersom det skulle gjøres et stort funn, er det ikke uaktuelt å gå i gang med en feltutvikling som operatør.
– Vi er fortsatt på jakt etter prosjekter som er store nok til å forsvare en selvstendig utbygging. Vi tror fortsatt det finnes store felt på norsk sokkel, men er litt kresne på hva vi går i gang med. Det handler mer om kvalitet enn mengde for oss nå, sier Bollhauer.
Kraftig forbedring for Shell i 2018
De siste årene har det vært mye snakk om gamle kjemper som selger seg ut og ned på norsk sokkel. Mest oppmerksomhet har ExxonMobil fått, som først solgte sine egenopererte felt og nå har varslet at også resten er til salgs. Selv om Total i fjor solgte både Martin Linge og Garantiana, er planen å forbli store i Norge også framover.
Bollhauer avviser at Total har lignende planer, men er samtidig klar på at dette er beslutninger som tas ved hovedkontoret i Frankrike.
“Total fortsetter å være en betydningsfull aktør og har et langsiktig perspektiv på aktiviteten i Norge,” skriver selskapet i årsrapporten. Den norske virksomheten sto i fjor for åtte prosent av Totals samlede produksjon av olje og gass.
Venter på Sverdrup
De siste årene er imidlertid antallet ansatte kraftig redusert i Total Norge. I 2017 var det nesten 400 ansatte i selskapet. I fjor fryktet de tillitsvalgte at mange kunne bli sagt opp, men det løste seg til slutt med frivillige løsninger.
I dag er antallet like over 100. Ifølge finansdirektør Bollhauer blir det ikke flere reduksjoner nå.
– Det er ingen planer om nye nedbemanninger, sier han.
– Hvis dere skulle gjøre et stort funn – er organisasjonen stor nok til å gjennomføre en feltutvikling?
– Vi har en tilstrekkelig bemanning for å håndtere oppgavene vi har i dag, men gjennomføring av en eventuell feltutvikling krever selvfølgelig organisasjonsendringer, sier Bollhauer.
I år blir den store milepælen for Total produksjonsstart på Johan Sverdrup-feltet. Totalt sikret seg gjennom oppkjøpet av Maersk Oil en eierandel på drøyt 8 prosent i gigantfeltet.
– Vi venter spent på Johan Sverdrup-oppstarten. Feltet blir en veldig viktig del av vår portefølje i årene som kommer, sier Bollhauer.
Total Norge
Infogram
Petoro forvalter statens egne eierinteresser på norsk sokkel og er partner på 35 felt på norsk sokkel.
I årets første halvår overførte selskapet 59 milliarder kroner til oljefondet. Det var tre milliarder kroner mer enn i samme periode i fjor.
– Det er svært gledelig å konstatere at inntektene fra statens portefølje fortsatt er høye. Dette viser at våre produserende felt er lønnsomme også i et marked der olje- og gassprisene svinger, sier Petoro-sjef Grethe Moen i en pressemelding.
I flere år har det pågått en kamp om bemanning på norsk sokkel i Equinor. Tillitsvalgte har tidvis vært sterkt uenige med ledelsen om hva som er riktig nivå – og hvordan oppgavene skal løses, skriver Aftenbladet.
Petroleumstilsynet var i juni på besøk på Sleipner A i Nordsjøen og konkluderte med at Equinor ikke hadde sikret tilstrekkelig kompetanse og bemanning på plattformen. Oljemyndighetene har nå også vært på besøk på Troll-feltet litt lenger nord og også der funnet avvik – og manglende oppfølging av tidligere avvik – fra regelverket knyttet til bemanning.
15. oktober 2016 løp en brønn løpsk på Troll-feltet til Equinor. Petroleumstilsynet karakteriserte hendelsen som en av de mest alvorlige på norsk sokkel på lang tid og at den kunne ført til en storulykke med tap av menneskeliv. Equinor har i etterkant vist til at det er stort arbeidspress i organisasjonen som er ansvarlig for boring, spesielt når det gjelder Troll-feltet, men at det ikke har gått ut over sikkerheten. Petroleumstilsynet konkluderte med at det i Troll-organisasjonen var stor oppmerksomhet på kutte kostnader – og at nettopp boring av brønner utgjør en stor del av kostnadene på norsk sokkel.
I oppfølgingen av hendelsen der en mistet kontrollen over brønnen på Troll-feltet, ble det i et nytt tilsyn påpekt flere avvik fra regelverket, hvor ett handlet om «utilstrekkelig kapasitet og kompetanse hos fagpersonell i Trolls bore- og brønnavdeling».
Nå viser Petroleumstilsynet til at Equinor ikke kan vise til at de har fulgt dette opp og sikret at avdelingen har tilstrekkelig kapasitet til å utføre oppgavene sine.
Ikke støtte hos lederne
Gjennom intervjuer av ansatte og ledere kommer det fram at boreavdelingen til Troll-feltet ikke er bemannet for å ta de mest hektiske periodene, dekke opp under ferier eller sykefravær, eller kunne ta de prosjektoppgavene de får. Petroleumstilsynet viser til at Troll-organisasjonen får ekstra oppgaver og også får ansvar for opplæring av planleggingspersonell. Samtidig er det stor utskifting av de som jobber i avdelingen, ti prosent av dem forsvinner. Det gir et stort internt behov for opplæring.
At bemanningen må styrkes er blitt varslet flere ganger oppover i Equinor-systemet, men det vises til at det er vanskelig å få gjennomslag hos sentral ledelse for dette.
Sju avvik
At bemanningen i bore-organisasjonen for Troll-feltet er lite robust, er bare ett av flere avvik i den ferske rapporten fra Petroleumstilsynet. Tema for tilsynet er Equinor og boreriggselskapet COSL sin planlegging og gjennomføring av boring på Troll-feltet med riggen COSL Promoter.
Tilsynet viser til at boring på Troll-feltet er utfordrende, fordi det allerede er boret mange brønner der.
Av rapporten framgår det at tilsynet avdekket sju brudd på regelverket.
Archer hadde i årets andre kvartal inntekter på 235,6 millioner dollar. Det var en oppgang på drøyt ti millioner dollar fra 224,4 millioner dollar i samme periode i fjor.
Det ga et resultat på 4,2 millioner dollar før skatt. I fjor var tilsvarende tall et underskudd på 22,1 millioner dollar.
– Andre kvartal i 2019 viser de forbedringene som er gjort i Archer de siste årene. Dette er fjerde kvartal på rad med driftsmargin (ebitda) over ti prosent. Økte marginer er e resultat av økt aktivitet, men også bedre kostnadskontroll og mer effektiv drift, sier styreleder Kjell-Erik Østdahl i Archer i en børsmelding.
John Fredriksen er største eier i Archer med rundt 15 prosent av aksjene.
Aker BP har gjort et lite gassfunn seks kilometer sørvest for Bøyla-feltet i Nordsjøen, skriver Oljedirektoratet i en melding.
Det ble boret to brønner i området, som ligger om lag 230 kilometer vest for Stavanger.
Foreløpige beregninger viser at funnet inneholder mellom 0,6 og 1,7 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
Riggen «Deepsea Nordkapp» boret brønnene.
Hør podkast om gass:
Equinor melder at selskapet går inn i et vindkraftprosjekt til 1,7 milliarder kroner i Argentina. En avtale er signert med det argentinske fornybarselskapet YPF Luz om 50 prosent av aksjene i vindkraftprosjektet Cañadón León, skriver Aftenbladet.
Prosjektet er i ferd med å bygges ut i Santa Cruz-provinsen sør i Argentina, koster 1,7 milliarder kroner og får en kapasitet på 120 MW. Til sammenligning har vindkraftanlegget med 32 vindmøller på Høg-Jæren en effekt på 73,6 MW.
Equinor får 50 prosent eierandel mot 270 millioner kroner (30 millioner dollar), mens YPF Luz skal være ansvarlig for driften.
Strømmen fra anlegget er allerede solgt på kontrakter som går over 20 og 15 år.
Equinor gikk inn i Argentina i 2017, og er både engasjert i olje- og gassprosjekter og solenergi.
