Kategoriarkiv: Kutt

Steinsvik omorganiserer – ni må gå fra Austevoll-kontoret

Nå legger nemlig Steinsvik ned flere funksjoner på Austevoll. Ni personer må gå fra sine stillinger innen utvikling, produksjon og stabfunksjoner. Samtidig skal selskapet ansette flere innen serviceapperatet på Austevoll. – Vi omorganiserer deler av virksomheten, ved å samlokalisere stillinger knyttet til utvikling, produksjon og stab til hovedkontoret, sier Martha Kold Bakkevig, administrerende direktør i selskapet. Hun tok over direktør i selskapet 2. januar, etter å ha kommet fra Deepwell. Der gjorde hun seg bemerket ved å skaffe selskapet en milliardkontrakt med Equinor (daværende Statoil). Les også: Den tegnes og bygges på Husøy. Nå er betongflåten sikret jobb. Omsetningen falt med 100 mill i fjor I Steinsvik har hun satt i gang en rekke tiltak for å forbedre selskapet, som i Norge gikk med 20 millioner kroner i minus i fjor. – Vi har samlet ledergruppen i Norge til å serve bedriften globalt, vi har forandret måten vi gjør innkjøpsavtaler, forhandleravtaler og utviklingsarbeid på mellom andre ting. Dette kommer vi til å se resultater av fremover, sier Bakkevig. Omsetningen i den norske delen av selskapet falt med over 100 millioner kroner fra 2016 til 2017, fra 857,2 millioner kroner til 756,5 millioner kroner. Globalt ender gruppen med sorte tall, med en totalomsetning på 970 millioner, og en ebitda (driftsresultat før renter, skatt, nedskrivninger og avskrivninger) på 13 millioner kroner. Håper på mer innovasjon Selskapet leverer utstyr til oppdrettsnæringen, med vekt på fôring, overvåkning og fjernstyring. Hovedkontoret ligger utenfor Haugesund, men de har også kontorer ni andre steder langs norskekysten, samt i flere utenlandske land. Med samlokaliseringen av utvikling, produksjon og stab, håper Bakkevig å kunne hente ut gevinster fra økt innovasjon. – Det handler ikke bare om økonomi, men også måten vi driver utvikling å innovasjon på. Vi får en høyere innovasjonsgrad ved å samlokalisere, sier hun. Selskapet er eid av Witzøe-kontrollerte Kverva. Les også: Bygger egne fartøy for å behandle lakselus Skal ansette innen service Selv om noen funksjoner legges ned, skal serviceapparatet på Austevoll styrkes. Det er uvisst hvor mange nye som blir ansatt der. – Service er en viktig funksjon å ha lokalt, da alt vi gjør handler om fornøyde kunder, sier Bakkevig. Det var lokalavisen Marsteinen som først omtalte nedleggelsen av funksjoner på Austevoll. Bygget skal selges, skriver de.    

Leverandører om Equinors kutt-krav: – Som å få en bøtte kaldt vann i hodet

Sammenslåinger og nye samarbeidsformer har preget subsea-bransjen de siste årene. Samarbeid var også et tema på Sysla Live 12. juni, da Equinors prosjektleder på Johan Castberg, Benedicte Nordang, fortalte om hvordan de har klart å redusere undervannsbudsjettet med to tredeler.p Et av tiltakene de gjorde var å invitere leverandørene inn tidlig i prosessen for å diskutere kravene Equinor ville sette til leveransene. Ved at kravene ble lempet på, skulle prisen bli langt lavere. – Som en bøtte med kaldt vann Under Sysla Live lettet Equinor på sløret, og fortalte hvilke reaksjoner de fikk da de presenterte sine forventninger til prisen. – Vi hadde veldig god erfaring med å invitere leverandørene inn. Som noen av dem senere har sagt, var det som å få en bøtte kaldt vann i hodet da vi fortalte dem hva våre forventninger til kostnadsnivå skulle være, sier Nordang. God på bunnen: Hva preget subsea-bransjen de siste årene? from Sysla on Vimeo. Senior visepresident i Aker Solutions Liv-Runi Syvertsen bekrefter at forventningene fra Equinor kom overraskende på dem. – Jeg må innrømme at det var litt kaldt vann ja. Disse nye kravene som indikerte at vi skulle kutte veldig drastisk på hva et juletre, manifold og template skulle koste, var tøffe. Veldig tøffe. Vi så ikke med en gang at det var mulig, og brukte det som et mål å strekke seg etter. Men etter hvert så vi at det var masse muligheter, forteller Syvertsen. – Det var en bøtte kaldt vann i hodet. Men vi blir bedre når vi har krevende kunder. Vi synes det er bra å bli pushet av Equinor. Det gjør at vi strekker oss lenger, istemmer salgssjef for subsea i TechnipFMC, Arild Selvig. Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions, Benedicte Nordang i Equinor og Arild Selvig i TechnipFMC intervjues på Sysla Live. Foto: Adrian Søgnen/Sysla Brukte utdaterte krav Nordang forteller at før oljekrisen ble det stilt flere og flere krav til subsea-leveranser. Equinor så ikke de negative konsekvensene dette hadde totalt sett. – På Castberg satte vi oss ned med leverandørene, og diskuterte hva funksjonaliteten skulle være. Vi spurte oss selv hvorfor vi hadde disse kravene, forteller hun. – Det viste seg at noen av kravene var historiske, bygget på erfaring fra 10-15 år tilbake. Det var kanskje ikke relevante krav lenger. Da vi fjernet det kravet, åpnet det seg nye muligheter. Johan Castberg. Illustrasjon: Equinor. Åpnet nye muligheter Med et krav borte, åpnet det seg nye muligheter. Et eksempel på dette er det vertikale juletreet som Aker Solutions har laget. Tidligere hadde Equinor prosjektert med horisontale juletrær på havbunnen, noe som har lagt videre føringer på hvordan løsningene skulle utformes. – Det åpnet seg helt andre muligheter, og vi kunne endre utstyret slik at vi kunne bygge rimeligere, enklere, lettere, sier Nordang.  

– Castberg har en lang og til dels vond historie

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.

Aker Solutions kutter inntil 140 stillinger

Krisen i oljesektoren fører til at Aker Solutions må kutte i produksjonsavdelingen i Tranby. Inntil 140 stillinger forsvinner i løpet av første halvår 2018. De ansatte i bedriften fikk den tunge beskjeden på et møte torsdag ettermiddag. Krisen har tidligere også ført til store nedskjæringer i Tranby, men da hovedsakelig innen engineering og blant kontoransatte, skriver Drammens Tidende. – Nå mister inntil 140 ansatte som er i eller tilknyttet produksjonen jobben, sier Arne Chr. Rødby, klubbleder i verkstedklubben i Fellesforbundet ved Aker Solutions på Tranby. – Det er tungt, men ikke uventet med nedbemanning, legger han til overfor Drammens Tidende. – Fryktet dette De ansatte i produksjonen har hittil vært forskånet fra nedbemanninger som følge av oljenedturen fordi selskapet har hatt langsiktige store ordrer. Men disse ordrene nærmer seg nå slutten uten at bedriften har fått inn nye og like omfattende bestillinger. – Dette er noe vi har fryktet en stund, men vi håpet det skulle ordne seg, sier Rødby. Klubben skal nå i forhandlinger med ledelsen for å se på muligheter for naturlig avgang, tidligpensjon eller jobb i andre deler av konsernet.

Vil kutte utslippene fra dette anlegget med fire millioner tonn

Statoil, Vattenfall og Gasunie har undertegnet en intensjonsavtale for å vurdere muligheten for å konvertere Vattenfalls gasskraftverk Magnum i Nederland til hydrogendrift. Reduksjon i CO2-utslipp anslås til 4 millioner tonn per år. Les også: Enova styrker hydrogensatsingen Dette tilsvarer utslippene fra om lag 2 millioner biler. Ser på forretningsmodeller Avtalen omfatter mulighetsstudier for å vurdere ombygging av en av de tre Magnum-enhetene til Vattenfall i Eemshaven til hydrogendrift. Enhetene drives av det nederlandske datterselskapet Nuon. I tillegg skal Gasunie se på hvilken infrastruktur for transport og lagring som trengs. Intensjonsavtalen innebærer også å undersøke hvordan en verdikjede i stor skala skal utformes for produksjon av hydrogen kombinert med fangst, transport og permanent lagring av CO2. I tillegg skal det ses på mulige forretningsmodeller. Resultatene avgjør – Vi gleder oss over at vi nå skal se på mulighetene til å konvertere et gasskraftverk til hydrogendrift. Vi er fremdeles i en tidlig fase, og i likhet med alle pionerprosjekter, er det flere usikkerhetsmomenter som må undersøkes. Potensialet for å redusere CO2-utslippene er store, sier Irene Rummelhoff, konserndirektør for Nye energiløsninger i Statoil. Les også: Hydrogenselskap oppbemanner Resultatene av studiene vil danne grunnlaget for en beslutning om å gå videre med prosjektet. Magnum gasskraftverk har tre kombinerte gass-/dampturbiner som hver har en kapasitet på 440 MW. Hver enhet slipper ut om lag 1,3 millioner tonn CO2 per år. Utforme storskala verdikjede Teknologien for å omdanne gass til hydrogen er bevist og kjent. Det nye elementet er å utforme en verdikjede i stor skala. – Utforming av en verdikjede i stor skala, der produksjon av hydrogen fra gass kombineres med fangst, transport og permanent lagring av CO2, kan føre til nye forretningsmuligheter, sier Rummelhoff. Hittil har høye kostnader, kombinert med mangel på anlegg for lagring av CO2, begrenset utviklingen av en lavkarbon verdikjede for hydrogen basert på gass. I 2016 startet norske myndigheter et nasjonalt prosjekt for CO2-fangst og -lagring. Studier bekreftet at det er mulig å lagre CO2 på norsk sokkel, og at lagerkapasiteten er så høy at det er mulig å håndtere ytterligere CO2-volumer utover det første demonstrasjonsprosjektet. Dersom det blir realisert, er formålet å undersøke hvordan den planlagte CO2-infrastrukturen kan utnyttes til permanent lagring av CO2 fra andre prosjekter, som dette i Nederland.