Tråleren er designet av Salt Ship Design for rederiet Cetus AS fra Karmøy, og utstyret fra Brunvoll skal leveres i løpet av 1. kvartal 2018, heter det i en melding.
Leveransen fra Brunvoll består av gir- og cp-propellanlegg, sidethrustere og fjernstyring for fremdrift og manøvrering.
Anlegget er designet for en flytende som skal gjøre det mulig å optimalisere drivstofforbruk til det aktuelle driftsmoduset. Sidethrusterne har vridbare blad for optimal drift.
– Vi er glade for å kunne bekrefte posisjonen som en hovedleverandør til fiskebåtsegmentet, sier daglig leder Hallvard Pettersen i Brunvoll Volda i meldingen.
I mai dro Brunvoll i land kontrakt på utstyrspakke til den nye hybride fergen til Color Line Marine. Brunvoll har sikret seg flere andre kontrakter den senere tiden, og ifølge Pettersen ser selskapet en positiv trend ed god aktivitet og forespørsler fra mange hold.
Tre år etter at oljeprisen kollapset og forsterket det som er blitt omtalt som «oljekrisen», er oljeserviceselskapet Archer snart over kneika.
– Men vi ser et hardere arbeidsliv. Kravene til oljearbeiderne om å være effektive er tøffere, sier klubbleder Oddvin Andreassen i Industri Energi i Archer til Aftenbladet.
Sammen med koordinerende hovedverneombud Bjørn Dyrnes oppsummerer han tre-fire tøffe år.
– Folk har måttet tåle mye, sier de.
Merket nedgangen tidlig
Allerede i 2013 innså oljeselskapene med Statoil i spissen at pengebruken hadde tatt helt av, og resultert i et altfor høyt kostnadsnivå i hele bransjen. Effektivisering og milliardkutt ble planlagt.
Så kollapset oljeprisen. I juni 2014 var oljeprisen over 115 dollar fatet. 19 måneder senere var prisen under 27 dollar.
– Archer var blant de første som fikk merke nedgangstidene. Vi hadde en stor portefølje på plattformboring på faste installasjoner som Ekofisk og Statfjord. Det kostet oljeselskapene lite å stoppe boreoperasjonene, men vi satt igjen med overtallige, sier Andreassen.
Fra 72 til seks
På Ekofisk-feltet kjøpte og betalte ConocoPhillips fast for 72 mann, eller fem wireline-«pakker» fra Archer, før oljekrisen. De ble redusert til seks mann på tre år, ifølge klubbleder Andreassen.
Han hevder Industri Energi har regnestykker som viser at behovet for personell som lagt overstiger dette.
– Men det er kun de seks ConocoPhillips har forpliktet seg til, så da må Archer permittere folk. De vet ikke om de kan betale dem lønn. Men når vi ser hvor mye de permitterte likevel har jobbet, så er det formidabelt, sier Andreassen.
Hans påstand er at ingen skulle vært permittert, de skulle vært i fast jobb.
Effektive løsninger
Operasjonssjef Joachim Bengtsson i Archer sier selskapet har 900 ansatte innen plattformboring og er i en relativt stabil situasjon, men opplever likevel markedssituasjonen som krevende.
– Vår bransje er i endring og det er viktig at boreentrepenører finner gode samarbeidspartnere slik at POB (antall personell ombord, red anm.) går ned. Det forventes mer integrerte tjenester og at det tilrettelegges for at flere oppgaver styres fra land, sier Bengtsson.
Les hele artikkelen på Aftenbladet.no.
Wärtsilä skal levere motorer, propeller og drivstoffsystemer til fire nye tankskip som bygges ved Scheepswerf Ferus Smit i Nederland. Skipene, som er bestilt av svenske Erik Thun AB skal gå både på flytende gass (LNG) og diesel.
De 115 meter lange kysttankerne har et design som skal representere neste generasjon, der fokus er på høy energieffektivitet, lavt støynivå og bærekraft.
– Drivstoffeffektiviteten til Wärtsilä 34DF-motoren, enten den er i gass- eller dieselmodus, var en viktig grunn for valget til disse tankskipene, sier salgsdirektør Aaron Bresnahan i Wärtsilä Marine Solutions i en pressemelding.
Skipene som er av isklasse 1A skal seile året rundt i Østersjøen når de er ferdige.
Kontraktssummen er ikke oppgitt.
Verdianslaget i den uavhengige verdivurderingen fra SpareBank 1 ligger betydelig høyere enn tilbudsprisen på 96,75 kroner per aksje, skriver Hafslund i en børsmelding tirsdag.
Hafslund-styrets rådgivere mener aksjen er verdt et sted mellom 139 og 168 kroner, ifølge Dagens Næringsliv.
Det er i tråd med selskapets egne vurderinger, skriver Hafslund i børsmeldingen, der de samtidig oppfordrer minoritetsaksjonærene sine til å gå rettens vei fremfor å akseptere tilbudet fra Oslo kommune.
– Til tross for usikkerheten knyttet til utfallet av en rettslig prosess, og den forsinkelse det vil medføre for oppgjør til aksjonærene, er det styrets samlede vurdering på det nåværende tidspunkt at det vil være i aksjonærenes økonomiske interesse ikke å akseptere budet, men i stedet la prisen bli fastsatt ved rettslig skjønn, sier Hafslund ASAs styreleder Birger Magnus.
Til DN opplyser han at styret har fått indikasjoner på at det kommer til å gå mot rettslig skjønn fremfor at aksjonærene aksepterer tilbudet.
Ved utgangen av april ble det offentliggjort at Oslo kommune og det finske kraftselskapet Fortum ville tilby å kjøpe alle aksjene i Hafslund, noe som ble godkjent av bystyret onsdag i forrige uke.
Det er ventet at et endelig tilbud vil bli fremsatt i begynnelsen av juli med en akseptperiode på rundt fire uker, skriver E24.
? Med kjøpet av ARA Engineering tilfører vi Norconsult solid kompetanse på høyspenningsteknikk. Vi gleder oss til å få ARAs medarbeidere med på laget, slik at vi i fellesskap kan bygge opp sterke kompetansemiljøer innen høyspenningsteknikk i Norconsult i Skandinavia og internasjonalt. Dette vil komme våre kunder til gode i form av et enda sterkere, tverrfaglig tjenestetilbud, sier Egil Gossé, konserndirektør for Skandinavia i Norconsult i en pressemelding.
ARA Engineering leverer tjenester innen høyspenningsteknikk, som omfatter kraftledninger, kabelanlegg og transformatorstasjoner. Selskapet består av ca. 25 medarbeidere, og hovedkontoret ligger i Kopavogur på Island. ARA Engineering har i tillegg heleide datterselskap i Chrzanow i Polen og i Oslo. Med overtakelsen av ARA Engineering er Norconsult nå også representert på Island og i Polen.
Samtlige ansatte i ARA Engineering vil fortsette i sine stillinger når selskapet fra 1. juli viderefører sin virksomhet som en integrert del av Norconsult.
– Snøkrabbe er en spennende, ny art som har potensial til å bli en verdifull ressurs. Vi er opptatt av at den skal forvaltes forsvarlig og bærekraftig, sier fiskeriminister Per Sandberg i en pressemelding.
Totalkvoten er fastsatt på bakgrunn av biologisk rådgivning fra Havforskningsinstituttet. Rådgivningen er gitt på bakgrunn av at snøkrabben skal forvaltes med mål om bærekraftig høsting som gir grunnlag for verdiskaping for samfunnet, og med utgangspunkt i kunnskapsgrunnlaget om hvordan artene påvirker hverandre i økosystemet.
– Vi vil foreta en ny vurdering av de endelige kvoten for 2017 dersom det kommer ny kunnskap etter økosystemtoktet i august og bestandsberegningene tilsier at et større uttak er bærekraftig, sier fiskeriminister Per Sandberg.
Nærings- og fiskeridepartementet sender samtidig forslag til endringer i gjeldende forskrift på en kort høring, med utgangspunkt i at eventuelle endringer skal få virkning for inneværende sesong.
Ivar Slengesol
er utlånsdirektør for industri og miljøteknologi i Eksportkreditt Norge. Han har tidligere arbeidet med ledelse, prosjektutvikling og finansiering av fornybar energiprosjekter i Eksportfinans, OceanWind, Shell og Verdensbanken. Slengesol har utdannelse fra USA og Sveits.
Fallende teknologikostnader og stadig mer effektiv prosjektutbygging forklarer mye av suksessen til vind- og solenergi. Men en tredje faktor har kanskje ikke fått sin fortjente del av æren: de lave rentenivåene.
Den viktigste målestokken er strømprisen pr kilowattime som et prosjekt er forventet å levere. Typisk beregner prosjektutbyggerne en gjennomsnittlig strømpris over prosjektets 20 første år i drift. Denne energikostnaden kaller finansanalytikere levelized cost of energy, eller LCOE.
Fordi fornybare energiprosjekter har relativt lave driftskostnader – vann, vind og sol i seg selv er jo gratis i motsetning til kull, olje og gass – så er utbyggingskostnadene og måten de blir finansiert på spesielt viktige.
Nesten en halvering av kapitalkostnadene
La oss tenke oss at utbyggings- og driftskostnadene for fornybare energiprosjekter er uendret over tid. Samtidig faller rentenivåene. Avhengig av utgangspunktet, vil en halvering av et typisk prosjekts vektede gjennomsnittlige kapitalkostnad – kjent som WACC – redusere strømkostnadene pr kilowattime som skal produseres, altså LCOE, med mellom 20 og 50 prosent.
Det siste – en halvering av kapitalkostnadene for fornybare energiprosjekter – er det som har skjedd i flere land fra 2010 til 2016. Det viser tall fra analyseselskapet Bloomberg New Energy Finance. I samme periode har selvsagt også utbyggings- og driftskostnader for sol- og vindprosjekter blitt kraftig redusert.
Og voilá: fornybar har i løpet av få år gått fra «alternativ energi» til å dominere global utbygging av ny kraftproduksjon.
Banker og investorer flokker til fornybar energi
Her er et eksempel. For noen uker siden signerte jeg låneavtalen på vegne av Eksportkreditt Norge for refinansieringen av et offshore vindprosjekt. Prosjektet oppnådde langt bedre lånebetingelser enn de opprinnelige fra 2012. Og mens prosjektet fra begynnelsen hovedsakelig var finansiert av offentlige långivere, den Europeiske Investeringsbanken og eksportfinansieringsinstitusjoner, er nå Eksportkreditt Norge (som har gitt et fastrentelån til prosjektet) sammen med ti kommersielle banker i transaksjonen.
De offentlige finansieringskildene er altså erstattet av kommersielle. Dette er bare ett av mange offshore vindprosjekter som har blitt refinansiert i et siste. Kommersielle banker har virkelig fått opp appetitten for havvind. De er blitt komfortable med teknologien, leverandørene og utbyggerne, et tydelig tegn på at offshore vind er i ferd med å bli en moden industri.
Også store aktører som investerer egenkapital for en relativt sikker, langsiktig avkastning flokker nå til fornybar energi. Bloomberg New Energy Finance rapporterer at institusjonelle investorer som pensjonskasser og forsikringsselskap tidoblet sine investeringer i fornybar energiprosjekter i Europa fra 2010 til 2016.
Gode nyheter…
Et par aktuelle hjemlige eksempler:
På Fosen, Europas største landbaserte vindkraftprosjekt, som nå er under bygging, er det tyske og finske pensjons- og forsikringsselskaper som har kommet med egenkapitalen sammen med Statkraft og TrønderEnergi.
Og forrige uke denne uka meldte DN at tidligere Telenor-topp Fredrik Baksaas blir sjef for et nytt fond som skal hente inn 100 milliarder kroner til fornybarinvesteringer.
To farer for fornybar energi
Alt dette er gode nyheter for grønn teknologi.
Men så er det baksiden: to risikoer.
Den ene er at investorer og bankers økende fornybarappetitt delvis skyldes at de har få gode plasseringsalternativer for pengene sine med dagens historisk lave rentenivåer. (En annen årsak er at spesielt institusjonelle investorer i økende grad søker bærekraftige investeringer).
I tillegg er som nevnt grønn energis konkurranseevne særlig avhengig av lave kapitalkostnader. Dermed er fornybarsektoren ekstra sårbar for et nytt sjokk i finansmarkedene a-la 1987, 1998 og 2008, eller hvis rentenivåene skulle stige raskere enn ventet fra dagens nivå.
Politisk risiko og lav konkurranse øker finansieringskostnadene
Den andre risikoen er at mindre utviklede land misser den grønne bølgen. Tre fjerdedeler av Afrikas befolkning har ikke tilgang til elektrisitet. Det er dyrt å være fattig. Risikoen blir ansett som høy fordi statsøkonomien er skral og fordi offentlige institusjoner og infrastruktur fungerer dårlig. Investorer og långivere krever derfor langt høyere avkastning og renter enn i for eksempel Vest-Europa.
Den lave konkurransen – det er få internasjonale banker og investorer i mindre utviklede land- bidrar også til å drive opp finansieringskostnadene.
Selv innen EU varierte gjennomsnittlig WACC for landbaserte vindenergiprosjekter i 2014 fra mellom 3,5 prosent i Tyskland til 12 prosent i Hellas, i følge en rapport. I mindre utviklede land kan WACC være høyere enn 12 prosent.
Eller som en finansnerd ville sagt det: i mindre utviklede land resulterer høy WACC i høy LCOE, altså strømprisen som strømkjøpere eller skattebetalere (via subsidier) må betale.
Ingen vidunderkur, men muligheter
Det finnes ingen vidunderkurer for å redusere finansieringskostnadene i utviklingsland. Paris-avtalen legger opp til at rike land skal bidra, blant annet gjennom Det grønne klimafondet og utviklingsbanker.
At det er mulig å få med investorer og långivere i mer utfordrende markeder har blant andre Scatec Solar demonstrert, med prosjekter i land som Honduras, Mosambik og Egypt.
– Statoil ønsker å være i forkant av utviklingen i olje- og gassindustrien. Teknologi og innovasjon er nøkkelen for å finne mer ressurser og utvikle flere prosjekter, samtidig som vi reduserer kostnadene og karbonutslippene, sier konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring, Margareth Øvrum i en pressemelding.
Statoils strategi legger vekt på sikkerhet, høy verdiskapning og lave karbonutslipp.
Fem satsingsområder
Nå er selskapets teknologistrategi oppdatert med fem satsningsområder for teknologiutvikling:
Optimalisering av produksjon fra eksisterende felt og nærliggende ressurser
Lavkarbonløsninger for olje og gass
Leting og utvikling av nye og dypvanns områder
Økt utvinning fra utfordrende reservoarer
Muligheter innen fornybar energi
Alle områdene bygger på digitalisering, innovasjon og tverrfaglige løsninger.
– Vi øker vår satsing på teknologi for å redusere karbonutslipp og for å bygge en sterk posisjon innen fornybar energi. To av fem satsingsområder i vår teknologistrategi dekker dette, sier Statoils teknoligidirektør Elisabeth B. Kvalheim.
Forske mer redusert utslipp
I 2020 skal 25 prosent av Statoils forskningsmidler gå til reduserte utslipp og nye energiløsninger.
For å få ned utslipp fra olje og gassvirksomheten jobbes det med teknologier for elektrifisering, lavere utslipp fra turbiner offshore og redusert energibruk for nye felt.
Forskningsbudsjettet er nå på 2,6 milliarder kroner, og målet et at halvparten av midlene skal brukes eksternt.
Automatisert boring
I over ti år har Statoil samarbeidet med forskningsinstitutter og leverandørindustri for å utvikle teknologien for automatisert boring. Ifølge Statoil har automatisert boring et potensial til å gjøre boring av brønner opptil 15-20 prosent raskere innen 2020.
Nå brukes teknologien for første gang i verden på en flytende rigg under Statoils letekampanje i Barentshavet.
Forskningsrådet har støttet dette teknologiløftet over lengre tid, også med støtte fra fjorårets DEMO2000-midler.
– Automatisert boring er ett av områdene der vi har kommet lengst innen digitalisering. Men vi er i gang på flere områder. Vi har bare har sett begynnelsen på de innovasjonsmuligheter digitalisering gir oss. Bare tenk på mulighetene hvis kunstig intelligens kan analysere all vår seismiske data, sier Kvalheim.
Han er kommet til at statens samlede nettoinntekter blir 133 milliarder kroner over hele utvinningens levetid. Oljefondet får dermed 4 milliarder kroner mer i avkastning hvert år. Dette tilsvarer drøyt 750 kroner ekstra per innbygger, sier han til Aftenposten.
– Hvis en i tillegg tar hensyn til miljøeffekter, klimaeffekter og indirekte virkninger i norsk næringsliv, er det slett ikke opplagt at oljevirksomheten i disse områdene er lønnsomt for samfunnet, mener Mohn.
Han peker på at verdiene i oljevirksomheten i nord fra næringens side ofte blir illustrert med det største tallet, nemlig salgsverdien av oljen og gassen.
– Men dette tallet sier lite om lønnsomheten og hva nordmenn flest får igjen i form av varig økt pengebruk på statsbudsjettet, sier Mohn.
Nå er han professor i petroleumsøkonomi ved Handelshøgskolen ved Universitetet i Stavanger. Mohn viser til at Oljedirektoratets forventninger til ressurser i det såkalte LoVeSe- området og en oljepris på 60 dollar per fat gir en samlet salgsverdi av ressursene på i overkant av 500 milliarder kroner.
Men kostnadene ved leting og utvinning må trekkes fra, oljeselskapene skal ha sin fortjeneste og inntekter og utgifter på ulike tidspunkter må regnes om til dagens verdi.
– Samfunnet og Finansdepartementet vil sitte igjen med mye mindre enn salgsverdien av oljen og gassen, sier Mohn.
Det er investorane Jan Kåre Pedersen og Atle Wigum som står bak satsinga på Stord, som vil gjere det mogleg å bruke biogass til oppvarming av heimar. Det skriv Sunnhordland.
Målet er å bli ferdig med anlegget allereie i 2018.
– Anlegget vil ha potensial for å produsera opp mot 100 GWh, seier Atle Wigum til Sunnhordland.
– Svært interessant
Jan Kåre Pedersen forklarar overfor Stord24 at dei har hatt ønske om å satse på biodrivstoff lenge, men at det er først den seinare tid at det har blitt mogleg å gjere butikk ut av det.
– Det som har vore utfordringa før er at kostnadane for teknologien har vore så høg, men no er det kome ny teknologi som gjer at konstnaden er lågare for å bygge, slik at det blir meir konkurransedyrktig pris.
Planen då dei kjøpte røyrnettet og LNG-stasjonen på Stord frå SKL var at dei ville satse vidare på utvikling av anlegget.
– I samband med kjøpet hadde me plan om å sjå på gjenbruk og grøn energi. Her kan det bli brukt alt frå møkk frå dyr til kloakk og slam som energikilde. Det er svært interessant for oss.
Første utbyggingsfase vil bestå av fem reaktorar, men anlegget er planlagt til 10 reaktorar. Det betyr ein energiproduksjon på om lag 100 gigawattimar. Planen er at ein av reaktorane vil bli nytta til forsking og utvikling for å finne den optimale energimengda.
Kan bli drivstoff
Hovudformålet er å nytte anlegget til biogass som oppvarming av hus, men Pedersen seier at det også kan bli aktuelt å bruke biogass som drivstoff. Noko som mellom anna kan vere aktuelt for bussar.
– Me har også planar om å gjere det flytande. Det gjer at me kan bruke det som drivstoff som ein kå kjøpt på tankstasjonar på Heiane. Viss fylket vil så er det iallfall tilgang.
Pedersen fortel at det vil vere snakk om eit lukka anlegg i ein hall på 1800-2000 kvadratmeter. Førebels er prosjektet i tidleg planleggingsfase. Det ligg ingen formell søknad inne hos kommunen, men Pedersen fortel at dei har vore i møte med rådmannen og avdøde ordførar Harry Herstad om planane.
– Me håper også me får ein god dialog med SIM, men det må koma fortløpande. Det viktige no er å finne teknologi som gjer at dette går an.
