Gulen Industrihamn i Sogn og Fjordane skal stille med areal for lagring, sørge for sammenstilling og ferdigstillelse av flytende vindturbiner for Equinor.
– Equinor har på vegne av partnerne tildelt kontrakt til Wergeland Base i Gulen Industrihamn i Sogn og Fjordane på bakgrunn av en helhetsvurdering av blant annet topografisk egnethet, sikkerhet, tekniske og kommersielle forhold, sier prosjektdirektør Olav-Bernt Haga i Equinor.
Vindturbinene skal brukes til å elektrifisere olje- og gassfelt på norsk sokkel.
Vil bygge 11 turbiner med samlet kapasitet på 88 MW
Equinor skal hvis planene blir realisert, bygge 11 vindturbiner basert på selskapets flytende havvindkonsept Hywind.
De 8 MW store turbinene vil få en samlet kapasitet på 88 MW og vil kunne dekke om lag 35 prosent av det årlige kraftbehovet til de fem plattformene Snorre A og B og Gullfaks A, B og C.
I sum vil vindenergien bidra til å kutte CO2-utslippene fra de fem olje- og gassplattformene på Snorre- og Gullfaksfeltet med mer enn 200 000 tonn i året.
Turbinene skal taues til feltet, forankres og kobles opp for drift. Equinor bemerker at arbeidet ikke kan starte før investeringsbeslutningen er tatt for prosjektet.
-Dette er et utfordrende prosjekt som krever optimalisering av de tekniske løsningene og ytterligere kostnadsreduksjoner før partnerne kan ta en investeringsbeslutning, sier Haga. Partnerskapet jobber nå for å modne prosjektet mot en eventuell investeringsbeslutning i løpet av året.
Equinor meldte i august i fjor at de hadde besluttet å utrede mulighetene for å forsyne feltene med strøm fra flytende havvind.
Budsjett på 5 milliarder kroner
Prosjektet har en foreløpig investering- og utviklingskostnad på i størrelsesorden 5 milliarder norske kroner med en målsetning om ytterligere kostnadsreduksjoner, melder Equinor.
Næringslivets NOx-fond har besluttet å bevilge opptil 566 millioner norske kroner i investeringsstøtte til Tampen-prosjektet.
Partnerne i Snorre og Gullfaks har også søkt om støtte fra Enovas program for Fullskala innovativ energi- og klimatiltak for å kunne realisere prosjektet.
De sju partnerne i Snorre og Gullfaks vil nå jobbe videre med prosjektet fram mot en mulig investeringsbeslutning i 2019, opplyste Equinor i august i fjor.
Det er mengda av aktørar som no satsar på oppdrett på land som gjer det meir sannsynleg med eit gjennombrot. Dess fleire idear og metodar som blir testa ut, dess større sjanse for at nokon lukkast.
Kapitalutvidinga for å få bygd det landbaserte oppdrettsanlegget til selskapet Salmon Evolution i Fræna er det førebels siste steget på vegen mot å flytte oppdrettsanlegg på land.
Les også: – Vi produserer laks for Tesla-segmentet
Salmon Evolution – med investorar frå Romsdal og Sunnmøre i ryggen – planlegg eit anlegg med ein kapasitet som tilsvarer 22 konsesjonar i sjøen med ein prislapp på over tre milliardar kroner. Det er snakk om eit mellomstor norsk oppdrettselskap, der ein suksess for selskapet også kan bli eit gjennombrot for storskala oppdrett på land.
Suksessen er ikkje garantert, men Salmon Evolution er ikke åleine.
Verden over etableres det landanlegg for oppdrett. Hva kan det bety for den norske oppdrettsnæringen? Hør episoden av «Det vi lever av»:
Ved Miami i Florida har Atlantic Sapphire, med forretningsadresse i Vikebukt, eit landbasert anlegg under bygging. Målet er å kunne levere 9500 tonn slakteklar laks i midten av 2020, og produksjonen er alt i gang. Selskapet er børsnotert, og blei fredag verdsett til 5,6 milliardar kroner av investorane på børsen. Ber sidan årskiftet har verdien av selskapet auka med over ein milliard kroner.
15. mai i fjor var første dagen Atlantic Sapphire blei handla på børsen. Då var kursen 47,5 kroner pr. aksje. Fredag var sluttkursen 90 kroner.
Se listen: Disse selskapene satser på lakseoppdrett på land
I Vågsøy er Onshore Farming Solutions i gang med å planlegg eit anlegg i Barstadvika, mellom Raudeberg og Måløy.
I Florø er grunnleggarane av INC Gruppen, som blant anna står bak oljebasen Fjord Base, største eigar i Havlandet RAS Pilot, som skal bygge eit pilotanlegg for landbasert oppdrett på base området i Florø.
På lang sikt er målet å bygge eit anlegg som produsere 10.000 tonn slakteklar laks i året, skreiv Intrafish i fjor. Det er cirka ein tredjepart av kva Salmon Evolution har som mål å produsere.
Selskapet Fredrikstad Seafoods er i gang og bygge eit anlegg i Fredrikstad, som skal han en kapasitet på 6200 tonn laks i året når byggetrinn to er ferdig, skriv Fredrikstad Blad. Morselskapet til Fredrikstad Seafoods, Nordic Aquafarms, står også bak planer om å bygge et landsbasert anlegg i Maine i USA i følge avisa.
På Andøya skal Andøya bygge eit anlegg med 10.000 tonn kapasitet, skreiv Andøyposten i november i fjor, då selskapet fekk løyvet til så sette i gang.
I tillegg til dette kjem oppdrettselskap si satsing på å la settefisken vekse seg større i smoltanlegga før den blir sett i sjøen. Lærdomen frå dei anlegga er også nyttig for utvikling av heilt landbaserte anlegg.
Det same er lærdomen frå lukka anlegg til sjøs. Teknologien som kan brukast i eit lukka anlegg i sjøen kan truleg i stor grad brukast på land.
Eit lite reknestykke viser kva som er drivkrafta bak satsinga på land. Å drive oppdrett i sjøen krev konsesjon, og styresmaktene har halde veksten i nye konsesjonar svært låg i fleire år. Grunnen er problem med å handtere lakselus (ein krepseart som lever som parasitt på aure og laks, både vill og i oppdrettsanlegg), røming frå oppdrettsanlegg, miljøbelastning frå fôrspill, kjemikaliebruk og avføring frå fisken.
Les også: – Problemet er at når det først går galt, går det veldig galt, veldig fort
Samstundes har etterspørselen etter oppdrettslaks gått opp, og verdien av konsesjonane med dei.
Skulle Salmon Evolution kjøpt seg konsesjonar i sjøen som gir ein tilsvarande produksjonskapasitet som selskapet planlegg måtte det ut med godt over tre milliardar kroner berre for konsesjonane. Å få konsesjon til å drive på land kostar ikkje noko.
Legg til at sjølve oppdrettsanlegga i sjøen ville koste over ein milliard kroner. Då blir ikkje ein prislapp på over tre milliardar kroner for anlegget i Fræna så urimeleg dyr.
Men planlegginga må lukkast. Både investorane som har gått inn no og dei som skal inn i neste runde må ta risikoen på at bygginga av anlegget ikkje endar med ein kostnadssmell.
Den andre risikoen er sjølve biologien.
Den potensielle gevinsten er at oppdrettaren får kontroll på temperatur, kan filtrere vatn som skal inn i anlegget og kan samle opp avfallstoff.
Ei ulempe med lukka anlegg – i sjøen eller på land – er at om det først kjem smitte eller andre ugreie ting inn i anlegget, eller teknikken sviktar, kan det gå heilt gale. Risikoen kan reduserast ved at kvar tank med fisk er eit system for seg, drive uavhengig av kvarandre.
Om denne risikoen kan reduserast ned til eit nivå som sikrar lønsam oppdrettsproduksjon i stor skala på land gjenstår å sjå, men med alle som satsar på land har i alle fall sjansen blitt større.
– Arbeidsomfang og samlet kostnad for heving og transport av Helge Ingstad, herunder sikring av miljøet i området, er preget av mange usikkerhetsfaktorer. Utgiftene til dette arbeidet er foreløpig anslått til vel en halv milliard kroner, sa forsvarsministeren.
Han understrekte imidlertid at dette anslaget er foreløpig og svært usikkert.
– Jeg vil komme tilbake til Stortinget når beregningene er klarlagt og kvalitetssikret, sa Bakke-Jensen.
Hvorvidt fartøyet skal repareres eller erstattes, er fortsatt uklart. Ifølge forsvarsministeren er det uansett planlagt å redde og konservere materiell om bord i fregatten som kan gjenbrukes på de øvrige fregattene som er i drift.
Følg BTs dekning av statsrådens orientering i BTs Nyhetsstudio.
– Vi er tett på Martin Linge-prosjektet og skal ha en rekke tilsyn i 2019. Dersom vi ser at det er nødvendig, vil vi bruke pålegg eller andre reaksjonsmidler for å bidra til at sikkerhet og arbeidsmiljø blir godt ivaretatt, sier pressekontakt Øyvind Midttun i Petroleumstilsynet til Aftenbladet.
Slik svarer Petroleumstilsynet og pressekontakt Midttun på Aftenbladets spørsmål.
– Hvordan vurderes tilstanden til Martin Linge generelt?
– Utbyggingsprosjektet er krevende, med mange utfordringer, og vi ser at det nødvendig å følge prosjektet tett framover. Vårt inntrykk er at Equinor per i dag styrer sikkerhet og arbeidsmiljø i byggeprosjektet på en god måte. Det er viktig å understreke at Martin Linge fortsatt er en byggeplass og dermed en «kald» plattform, hvor det ikke foregår petroleumsproduksjon. Risikobildet er med andre ord helt annerledes enn på en plattform som er i drift.
– Ekstra utfordringer
– Burde mer av arbeidet, ut fra sikkerhetshensyn, vært utført på land framfor offshore?
– Martin Linge er et stort og komplekst prosjekt. Utbyggingsløsningen er slik at en stor del av ferdigstillingen må skje offshore. Dette ble godkjent i plan for utbygging og drift (PUD). Ferdigstillelse offshore medfører ekstra utfordringer, som må håndteres av operatøren – og som vi fører tilsyn med. Det er ikke ulovlig å bygge og ferdigstille en innretning offshore, så lenge sikkerheten blir ivaretatt.
– Før Martin Linge kan tas i bruk til petroleumsvirksomhet, må operatøren innhente samtykke fra oss. Equinor har foreløpig ikke søkt om dette, og vi kommer ikke til å gi samtykke til bruk før vi har sett at Martin Linge tilfredsstiller kravene i regelverket og at Equinor er klar til å starte produksjonen.
Flere tilsyn
– Hva gjør Ptil for å forhindre at Martin Linge utvikler seg til å bli en ny «Goliat-sak»?
– Goliat har gitt oss viktig læring, som vi tar med oss i oppfølgingen av Martin Linge. Vi har blant annet planlagt flere tilsyn rettet mot beredskap, tennkildekontroll og driftsforberedelser på bakgrunn av erfaringer fra Goliat.
Samtykket til å starte produksjon er en viktig milepæl. Som sagt må Equinor få samtykke fra oss før Martin Linge kan starte produksjonen, og vi kommer ikke til å gi samtykke til bruk før de er klare.
– Er Petroleumstilsynet overrasket over alle feilene som er blitt avdekket på Martin Linge?
– Det er ikke uvanlig at det avdekkes feil og mangler i en byggefase. Når det først er utfordringer, er det positivt at de blir avdekket i byggefasen, slik at de kan rettes før samtykkebehandling og oppstart av produksjon.
Korpfjell Deep ligger sørøst i Barentshavet, omtrent 36 kilometer fra grensen til Russland og 410 kilometer fra Finnmarkskysten.
Brønnen er en av fem letebrønner Equinor planla å bore allerede i 2017. De andre brønnene er Intepid Eagle, Schenzou, Skruis, Korpfjell Deep og Gjøkåsen.
Selskapet søkte opprinnelig om å få bore brønnen i første del av 2018, men nå må søknaden ut på ny høring etter mindre endringer fra oljeselskapet. Planlagt tidligste oppstart er nå 1. mai i år.
Reduserer forbruk av kjemikalier
Endringene i den nye søknaden består blant annet i størrelsen på pilothullet, i tillegg til noen endringer i forbruk og utslipp av kjemikalier.
«Forbruk av rødt stoff i oljebasert borevæske er redusert fra ca. 21 til 12 tonn, og utslipp av vannbasert borevæske med innhold av stoff i gul underkategori 1 er redusert fra 32 tonn til ca. 12 tonn», står det i meldingen.
Letingen etter olje og gass i Barentshavet pågår for fullt. Er det et økonomisk sjansespill? Hør episoden av «Det vi lever av» om oljeselskapenes leting helt nord i Norge:
Foreberedt på oljeutslipp
Boringen skal skje med boreriggen West Hercules, i tillegg planlegger Equinor å ha et beredskapsfartøy på feltet. Dette skal kunne bekjempe akutte oljeutslipp innen fem timer.
– Beredskapen er planlagt ut fra at det er forventet å finne gass i Korpfjell Deep-prospektet, skriver direktoratet.
Hvis funnet er olje vil potensielle utslipp være små. Miljøorganisasjonene Bellona og Greenpeace er kritiske i sine opprinnelige høringssvar til boringen, og viser til at det kommer i konflikt med blant annet naturmangfoldet i området.
Helt i sør avsluttes Bjørnøya med en ca. 400 meter loddrett fjellskrent. Her hekker flere hundre tusen lomvi og andre polare fugler. Foto: Ole Magnus Rapp
Sysselmannen på Svalbard skriver i sitt høringssvar at et eventuelt oljeutslipp kan få katastrofale konsekvenser for fuglelivet på Bjørnøya.
– Dersom et utslipp blir transportert med vannstrømmer til Bjørnøya og Svalbard, og det er olje på
havet ved Bjørnøya i hekkesesongen, vil det få store konsekvenser for fuglelivet. Det er viktig at dette
vektlegges i de vurderinger som gjøres, skriver Sysselmannen.
Det høres kanskje litt underlig ut for oljevante Kjell Husabø å stå og snakke om bærekraftig matproduksjon, miljøvennlige energiløsninger og gartneriers behov for mer karbondioksid. Men det er altså det han gjør med stort engasjement, skriver Stavanger Aftenblad.
Sammen med kompanjongene Egil Vigdel og Jostein Kleppa i selskapet Agri-e AS står de nå på trappene for et gjennombrudd innenfor lokal hydrogenproduksjon. Råvaren er IVARs biogassanlegg på Jæren.
Ingen avfallsprodukter
Engasjert forteller Husabø og Vigdel om selve energiboksen som skal produsere hydrogen. Kort forklart går det ut på at biogass pumpes inn i energiboksen. Her blir det brukt brenselcelletekonologi og membranteknologi. Biogassen varmes opp til 800 grader og produktene som kommer ut er: Varme, elektrisitet, karbondioksid og hydrogen (se grafikk).
Ideen til konseptet ble unnfanget av Egil Vigdel under en kjøretur over Jæren hvor han så alle lysene fra drivhusene. Det slo han at disse trenger strøm, varme og karbondioksid i produksjonen.
Konseptet ble diskutert med Prototech i Bergen som over mange år hadde drevet utvikling av høytemperatur brenselcelleteknologi. Sammen har Prototech og Agri-e nå utviklet en energiboks som gir energiproduksjon og økt bærekraftig matproduksjon.
Det som skiller energiboksen til de lokale oppfinnerne fra annen typisk hydrogenproduksjon, er at det ikke produseres avfallsstoffer eller svinn. Bare stoffer som kan brukes videre. Hydrogenproduksjonen bruker heller ikke strøm. Varme og elektrisitet kan brukes direkte, karbondioksid kan gå til lokale gartnerier, mens hydrogen går direkte til bruk.
Samarbeid med Norled
Sammen har de tre oppfinnsomme gründerne lagt ned tre år med prestisje, penger og mye arbeid for å klekke ut et rimelig alternativ til hydrogenproduksjon. De har med andre ord gått «all in» som de to sier det. Ferjeselskapet Norled har fattet interesse for prosjektet og kan komme til å benytte seg av lokal hydrogenproduksjon på selskapets hydrogenferje som kommer i drift i 2021.
Energiklyngen Norwegian Energy Solutions, NES, legger ned støtte og fremmer det som sitt første store prosjekt.
– Dette prosjektet er midt i blinken for det vi er ute etter. Her brukes det kompetanse fra olje- og gassindustrien som føres over til nye, fornybare løsninger, sier en entusiastisk Egil Aanestad, daglig leder i energiklyngen NES.
Trenger 160 millioner
I fase en av Hydrogen-prosjektet til Agri-e er det kommet på plass 25 millioner kroner slik at en pilot av energiboksen kommer på plass. Her vil resultatene være klar før sommeren 2020. Neste steg er en produksjonsenhet på 400 KW som installeres på biogassanlegget på Grødaland på Jæren. 160 millioner må på plass for å få den i havn.
En søknad på 110 millioner kroner er sendt etter penger til EUs forsknings- og innovasjonsprosjekt «Horizon 2020». Både NES og folkene i Agri-e mener det er realistisk å få på plass de nødvendige 160 millionene for å få produksjonsenheten opp og stå på Grødaland om et par år.
– Tre gründere kommer ikke langt alene for å løfte et slikt prosjekt. Gjennom NES har vi en unik mulighet til å få inn penger og støtte som er nødvendig for å drive prosjektet videre, sier Kjell Husabø og viser også til at store selskaper som Equinor og Shell er med som pådrivere i NES.
– For å gjennomføre denne type teknologiutvikling i det grønne skiftet er vi helt avhengige av oljeselskapene og den kompetansen de besitter, skyter kollega Egil Vigdel inn.
Med en produksjonsenhet på 400 kW på plass på Grødaland, kan det være nok til å produsere 600 kilo hydrogen i første omgang. Dette vil være mer enn nok til å drifte en hydrogenferje til Norled. Da brukes bare en tredjedel av biogasskapasiteten fra anlegget til Grødaland.
Sjømatrådets utsending til Storbritannia, Hans Frode Kielland Asmyhr, sier til Aftenposten at alle sjømatbedriftene som selger til Storbritannia, må ta innover seg at ingen vet hva som egentlig kommer til å bli realitetene etter skilsmissen mellom EU og Storbritannia 29. mars.
Om Storbritannia går ut av EU uten en avtale, blir det trolig mer toll enn i dag, fordi det blir medlemskapet i Verdens handelsorganisasjon (WTO) som avgjør reglene for handelen med varer og tjenester.
– Det vil være smart å få varer inn i Storbritannia før 29. mars der dette er mulig, sier Asmyhr.
Muligheten for å gjøre dette med fersk fisk og sjømat med begrenset holdbarhet er imidlertid ikke så stor.
Norske myndigheter prøver ifølge NHO sine hjemmesider å komme en avtalefri brexit i forkjøpet: «Norge forhandler med britene om en nødløsningsavtale som kan hindre innføring av toll.»
Nærings- og fiskeridepartementet opplyser i en epost at Norge og Island for tiden er i samtaler med Storbritannia om en midlertidig og avgrenset handelsavtale for varer, som skal sikre videreføring av dagens tollnivå og opprinnelsesregler. Målet skal være å sluttføre disse samtalene innen utgangen av februar.
Prosjektet er et ledd i oppfølgingen av Sarinor-prosjektet, ifølgeNorges Rederiforbund.
Under Sarinor-prosjektet, som ble avsluttet i fjor, ble det slått fast at Polarkodens krav ikke er oppfylt. Kravene innebærer at utstyr og prosedyrer for søk- og redningsarbeid i polare farvann, skal bidra til overlevelse i minimum fem døgn.
Les også: – En vellykket operasjon under slike forhold har aldri vært gjennomført
I det nye prosjektet har Maritimt Forum Nord med seg både Sjøfartsdirektoratet, Kystverket, Kystvakta og flere rederier. Utenriksdepartementet har støttet prosjektet, som har fått navnet SARex Svalbard, med ti millioner kroner.
Under prosjektet skal en rekke forskjellig utstyr og teknologi testes og videreutvikles for å bidra til økt sannsynlighet for overlevelse og evakueringer i arktisk farvann. I tillegg er det også et mål å øke beredskapen mot akutt forurensing i kaldt klima i nord.
Det var i undersøkelsesbrønn 24/9-14 som ligger i Froskelår-prospektet at Aker BP gjorde funnet.
Funnet bekrefter tidligere estimater på mellom 45 og 153 millioner oljeekvivalenter, skriver Aker BP i en melding mandag morgen.
Froskelår Main ligger i Alvheim-området og funnet følger det store Frosk-funnet som ble gjort i 2018. Hoveddelen av funnet ligger i lesens 869 på den norske kontinentalsokkelen, og noe av funnet kan ligge på britisk side, skriver oljeselskapet.
Frosk funnet som ble gjort i 2018 er på mellom 30 og 60 millioner fat oljeekvivalenter.
Så stort var Frosk-funnet mot andre gjort fra 2017 og frem til februar. Illustrasjon: Adrian Søgnen / Sysla. Kilde: Oljedirektoratet
Aker BP melder videre at de vil fortsette bore-operasjonene for å hente ut ytterligere data for å bekrefte størrelsen og kvaliteten på funnet.
Selskapet er operatør og eier 60 prosent av lisens 869, sammen med Lundin (20 prosent) og Vår Energi (20 prosent).
Saken oppdateres
