Fredag ettermiddag har oljeprisen falt med fire prosent. Den er nå på 59,49 dollar fatet.
Sist gang oljeprisen var så lav, var i oktober i fjor.
Prisfallet forklares blant annet som en konsekvens av at USAs president Donald Trump har gjort unntak for flere land, som inntil videre får importere olje fra Iran.
Tidligere i år varslet Trump at USA gjeninnførte sanksjoner mot landet, fordi han mente de hadde brutt atomavtalen.
Datasentre har i dag samme rabatt som annen kraftkrevende industri. Det innebærer at de som har en kapasitet på mer enn 0,5 megawatt, betaler 0,48 øre i avgift per kilowattime, i stedet for 16,58 øre.
– Mye energi og store utslipp
Flere har den siste tiden reagert på at «fabrikker» som fremstiller bitcoin og annen kryptovaluta nyter godt av denne avgiftslettelsen.
– Norge kan ikke fortsette å gi enorme avgiftslettelser til den skitneste formen for kryptovalutaproduksjon som bitcoin. Det krever enormt mye energi og gir store utslipp av klimagasser globalt, sa stortingsrepresentant Lars Haltbrekken (SV) til NTB nylig, da det ble klart at Skattedirektoratet foreslo å fjerne avgiftskuttet for dem som produserer kryptovaluta.
Les også: Her vil fire gründere bygge et høysikkert, grønt datasenter
Nå er altså direktoratets forslag tatt inn i budsjettavtalen mellom KrF og regjeringspartiene, og avgiftsfordelen forsvinner ved nyttår. IKT-Norge reagerer kraftig på beslutningen.
– Nei til inntekter og jobber
– Dette er sjokkerende! Her har budsjettkameratene endret rammevilkår uten drøfting, høring eller dialog med bransjen. Norge scorer høyt på rankinger over politisk stabilitet og forutsigbare rammevilkår, men nå spiller regjeringen hasard med denne troverdigheten, sier IKT-Norges sjeføkonom Roger Schjerva i en pressemelding.
– Konsekvensen av dette vil jage kryptovaluta-minerne til Sverige og Danmark. Kraft må vi fortsatt levere til disse sentrene innenfor det nordiske kraftmarkedet. Vi sier bare nei til inntekter og jobber i mange kommuner i Norge. Vi kan bare håpe at politikerne forstår at energikrevende databehandling er noe av det vi skal leve av i framtida, legger han til.
Les også: Her havner trolig det «hemmelige» datasenteret til Microsoft og Equinor
En effekt på 0,5 megawatt er for øvrig 16 ganger så mye som strømforbruket i Vang kommune i Valdres, som har 1.700 innbyggere, ifølgeStatnett. Oslo har en maksimal effekt på nesten 2.000 megawatt.
– Hydrogensulfid har vært et stort problem både for produksjon av storsmolt og landbaserte oppdrettsanlegg, sier sjømatanalytiker i DNB Markets, Alexander Aukner.
Han mener denne giftige gassen er en av de største biologiske utfordringene i oppdrett på land.
– Problemet er at når det først går galt, går det veldig galt, veldig fort, og mye av fisken dør, forteller han.
Se listen: Disse selskapene satser på lakseoppdrett på land
Utfordringen kan oppstå på grunn av problemer knyttet til designet.
– Det kan være vanskelig å rengjøre under et filter, og det blir liggende slaggstoffer og annet, og det bygger seg hydrogensulfid. Kall det gjerne for en boble. Når den boblen sprekker, blir det et plutselig utslipp av en giftig gass som tar livet av fisken relativt kjapt, forteller han.
Gå ikke glipp av denne episoden av podkasten Det vi lever av: Verden over etableres det landanlegg for oppdrett. Hva kan det bety for den norske oppdrettsnæringen?
Må lære av feil
I fjor døde rundt 300.000 laks i Atlantic Sapphires landanlegg i Hvide Sande i Danmark på grunn av hydrogensulfid i kombinasjon med oksygenmangel. Selskapet har i etterkant av hendelsen innhentet tekonologi fra oljeindustrien for overvåking.
Ved Fredrikstad Seafoods skal de snart sette den første fisken i vannet ved sitt landbaserte oppdrettsanlegg. Roger Fredriksen, sjef for produksjon ved anlegget, forteller at hydrogensulfid er en kjent problemstilling.
– Vi jobber selvfølgelig hardt for å både forebygge og avdekke dette. Jeg har inntrykk av at dette er noe bransjen har fokus på, sier han.
Nekst-gründer sier at det kan spøke for landanlegget
Av konkurransehensyn vil han ikke utdype mer konkret om hvordan de jobber rundt dette. Han mener en av de største fallgruvene for bransjen vil være å ikke lære av det som har blitt bygget så langt.
– Teknologien og biologien må prate sammen i designfasen. Der har næringen hatt noen smeller, det har vært noen uhell de siste årene, sier han.
Slik skal anlegget i Fredrikstad se ut. Illustrasjon: Nordic Aquafarms
Prøver å forebygge
Fredriksen peker også på tidlig kjønnsmodning og geosmin som utfordringer.
– Tidlig kjønnsmodning jobber vi hardt med hele veien for å finne gode løsninger på. Det har vært, og kan bli en utfordring, der konsekvensen kan bli betydelig, både med tanke på redusert tilvekst og kvalitet, sier han.
Bygger oppdrettsanlegg på land for milliarder
Det er geosmin som forårsaker dårlig smak på fisken. Om problemet oppstår, kan man løse det ved å rense fisken ved å la den gå i en annen type vann før slakting. Men dette er kostbart.
– Nøyaktig hvor geosmin kommer fra, og hvordan den akkumulerer i systemet, prøver vi å finne ut av. Kanskje kan vi klare å forebygge dette, sier han.
Finpusser fremdeles
I tillegg trekker Fredriksen fram teknisk svikt som et risikomoment.
– Det er komplisert teknikk, så risikoen for teknisk svikt vil alltid være der. Det kan redusere vannkvaliteten vesentlig, med økt dødelig og redusert tilvekst som resultat. Men dette er ting man kan løse ved backupsystemer og godt trent personell, påpeker han.
Han understreker at de i Fredrikstad er godt forberedt like før oppstart.
– Og vi har ennå litt tid til å finpusse formen, sier han.
Flere landanlegg
Stadig flere landanlegg for oppdrett er under planlegging, både på verdensbasis og i Norge. Men ennå vet vi ikke om denne produksjonsmodellen kan være på et stabilt høyt nivå over tid, påpeker Aukner i DNB Markets.
– Spørsmålet er om man kan gjøre det i en skala som er økonomisk attraktiv, det vet man ikke før man har noen som produserer i stor skala, sier sjømatanalytikeren.
Få også med deg denne episoden om Det vi lever av, som handler om skattlegging av oppdretterne. Er det på tide at de betaler mer til fellesskapet?
Da World Oil Awards 2018 gikk av stabelen i Houston for fem dager siden, var det Stavanger-baserte Tomax som stakk av med prisen «Best Drilling Technology».
– Det var jubel, vi var fornøyde med det, forteller Håkon Skjelvik, konsernsjef for Tomax.
Det var den amerikanske grenen Tomax Drilling Technology (US) LLC som mottok prisen for teknologien «Curve AST» (se bilde lenger nede i saken).
Nysgjerrig på hvordan den amerikanske oljen påvirker oss? I podkasten Det vi lever av forklarer Thina Saltvedt, analytiker i Nordea Bank, og prorektor og professor i ressursøkonomi ved Norges Handelshøyskole, Linda Nøstbakken, mer om det:
– Får teknologien ut i markedet
Blant finalistene var Sclumberger og National Oilwell Varco.
– Dette er en anerkjennelse av det vi har gjort, og det får teknologien ut i markedet, sier Skjelvik.
Curve-AST, som vant prisen, er basert på Tomax sin AST-teknologi, men tilpasset Medium-Radius brønner.
– I disse brønnene bygges det vinkel fra vertikalt til horisontalt i løpet av en forholdsvis kort distanse, derfor blir borestrengen satt under stor bøyning, som gir utfordringer med å ta vare på funksjonen i verktøyet. Vi har nå to prototyper som har kjørt siden juni med gode resultater, vi har 20 verktøyer i produksjon og planlegger ytterligere 20 så snart disse er ferdigstilt, forteller konsernsjefen.
Curve-AST-teknologien. Illustrasjon: Tomax
– Eventyrlig vekst
Tomax så dagens lys i 2005. Selskapet er basert på en oppfinnelse av et verktøy som stabiliserer momentet på borekronen. De satset tidlig i utlandet.
– I 2010 startet vi opp i USA og Storbritannia med egne selskaper, forteller Håkon Skjelvik.
I 2014 var størstedelen av omsetning i all hovedsak fra offshoremarkedet. Men fra 2016 tok det av i landmarkedet.
– Da lå vi på fem oppdrag i måneden i USA, i 2017 var det rundt 50. Det har vært en eventyrlig vekst i landmarkedet der, sa Skjelvik til Sysla i sommer.
Også i 2018 har de lagt på rundt 50 oppdrag i måneden.
– I løpet av oktober vil vi ha et nytt verksted i drift, noe som vil gi oss muligheten til videre vekst, sier Skjelvik.
Nylig ble det kjent at Lundin Norway øker anslagene etter produksjonstesting i Alta-området i Barentshavet.
I den forbindelsen sa sjef for selskapet, Kristin Færøvik, til Dagens Næringsliv at utbygging dermed har blitt mer sannsynlig.
Men motstanden mot leteaktiviten i Barentshavet er stor. Om vi skal lykkes med klimamålene, må utslippene ned. Det er stor usikkerhet rundt hvor høy verdi oljen vil ha i fremtiden, og mange mener det er et økonomisk sjansespill å lete etter olje og gass i Barentshavet.
– De som sier det, har sin egen agenda, som er forskjellig fra vår. Kanskje ønsker de ikke olje- og gassutvinning i det hele tatt? Der er ikke vi, sier Færøvik til Sysla.
Få med deg podkasten Det vi lever av! Denne episoden handler nettopp om den økonomiske risikoen i Barentshavet:
– Alta-oljen er meget god
Hun mener at det hele begynner med en grunnleggende overbevisning om at verden kommer til å etterspørre olje.
– Det er det første du må teste. Og så må du, når du nærmer deg en investeringsbeslutning, ha en formening om hva slags pris du kan forvente å få i dette markedet. Og for å si det sånn – kvaliteten på Alta-oljen er meget god, sier hun.
Les også: Trapper opp jakten på et oljeeventyr i Barentshavet
I motsetning til andre steder på norsk sokkel, er det lite infrastruktur i Barentshavet.
– Det er lenger fra markedet og logistikk blir jo gjerne litt dyrere fordi man er lenger fra de store leverandørene. Når det er sagt – jo flere felt som kommer i drift eller under utbygging, jo bedre blir det, sier hun.
Hun peker på Johan Castberg, som er under utbygging. I tillegg er Snøhvit og Goliat i produksjon.
– Wisting kommer kanskje, og så har du Alta. Så det begynner å bli kritisk masse. Og det bidrar selvfølgelig til en bedre økonomi i driftsfasen for enkelte tjenester, sier hun.
Kan bruke skip
Færøvik mener transport av olje kan løses på flere måter.
– En måte er med skip til markedet. Transportløsning er noe vi tar høyde for når vi regner på prosjektøkonomien, understreker hun.
Manglende infrastruktur for gasseksport er i dag ikke en veldig relevant problemstilling for Alta, mener hun.
– Vi har såpass lite gass at vi vil ikke være avhengig av noen eksportløsning for gass slik vi ser det i dag. Vi kan fort få brukt den selv, sier hun.
– Ikke noe mystisk
Tøffe værforhold i Barentshavet trekkes også fram som som en risikofaktor. Men Færøvik mener det ikke er så annerledes å lete i dette området.
– Det er litt mørkere om vinteren og litt lysere om sommeren, og så er det litt kaldere på enkelte tider av året, men bortsett fra det er det ikke noe annerledes enn å lete i Nordsjøen. Det kan til og med være atskillig bedre værforhold enn i Norskehavet, som kan være mye røffere. Det å lete etter olje og gass i Barentshavet er ikke noe spesielt eller noe mystisk, sier Lundin-sjefen.
Hun mener Barentshavet har masse spennende areal igjen å lete på.
– At Barentshavet kommer til å fortsette å utvikle seg, har jeg stor tro på. Men det er selvfølgelig avhengig av at selskapene fortsetter å lete. Og det skal Lundin bidra til, sier Færøvik.
I havdypet på norsk sokkel ligger det ukjente mengder verdifulle havbunnsmineraler. Oljedirektoratet er i gang med en kartlegging av disse, og i sommer oppdaget de et nytt mineralfelt etter et innsamlingstokt på Mohnsryggen i Norskehavet.
Stipendiat i geokjemi ved Universitetet i Bergen, Linn Merethe Brekke Olsen, ser på miljøspørsmål knyttet til utvinning av havbunnsmineraler.
Nylig var hun med på et eksperiment der så de på hvordan svamper og sjøstjerner tålte mineralene.
– Slangestjernene hadde gått i samme vanntanken i ett år og var egentlig et ekstra tilskudd til eksperimentet med svampene, og hadde vært friske og fine, forteller hun.
En mineralavsetning fra dyphavet ble knust opp til fine partikler, og de hadde litt i vannet over tid.
– Etter fem dager døde slangestjernene, sier Olsen.
– Risikofylt
Forsøket skjedde under EU-prosjektet SponGES, som del av et samarbeid mellom K.G. Jebsen Senter for dyphavsforskning. Det ble utført på en måte som skulle simulere virkelige omgivelser.
– Det er et eksperiment med konstant gjennomstrømning av sjøvann for å simulere hvordan det er for dyrene å leve på havbunnen, og for at dyrene skal få tatt opp næring, sier stipendiaten.
Forklaringen på hvorfor sjøstjernene døde kan muligens være endringer i kjemien, ifølge Olsen.
Svamper uten og med havbunnsmineraler. Foto: Linn Merethe Brekke Olsen
Hun mener forsøket tyder på at det er risikofylt å drive gruvedrift på havbunnen.
– Det er nok risikofylt både på bakgrunn av teknologiske utfordringer, men også fordi vi vet lite om hva som skjer og hvilke verdier vi kan gå glipp av hvis vi går ned i et sånt system og begynner å ta opp mineraler uten å vite konsekvensene.
– Vi må vite at verdien vi får opp, er mer verdt enn verdien vi mister, understreker stipendiaten.
Bør vi grave etter gull i havdypet? Det er tema i denne episoden av Det vi lever av. Linda Nøstbakken, professor i ressursøkonomi og prorektor ved Norges Handelshøyskole, og Lars Helle, sjefredaktør i Aftenbladet, er gjester:
Skal se på nye prøver
I sommer var hun på tokt med skipet G.O. Sars mellom Svalbard og Jan Mayen.
Der ute, på havbunnen 2300 meter under overflaten, ligger det som kalles for Lokeslottet – et område med skorsteinsformasjoner. Lokeslottet ble oppdaget i 2008.
– Jorden vår er delt opp i plater. Områdene der platene går ifra hverandre, er steder som kan knyttes opp mot jordskjelv og vulkanisme. Når dette skjer på havbunnen, trekkes sjøvann ned i jordskorpen, der det varmes opp. I det sekundet sjøvannet kommer opp igjen, skjer det en kjemisk reaksjon der det felles ut mineraler, forklarer Olsen.
Stipendiat i geokjemi ved Universitetet i Bergen, Linn Merete Brekke Olsen. Foto: Sigrid Haaland
Disse mineralene danner såkalte «skorsteinsstrukturer».
– De kan være opp mot 20 meter høye. De står opp som flotte strukturer med varmt vann som strømmer ut, forteller hun.
Ved hjelp av en ROV hentet hun, i samarbeid med en ROV-pilot, opp mineralprøver fra Lokeslottet. I løpet av høsten skal hun analysere disse prøvene.
– Jeg skal se på på potensielle miljøspørsmål knyttet til utvinning av havbunnsmineraler, sier hun.
Linn Merethe Brekke Olsen ved siden av ROV-en som ble brukt til å hente opp prøver. Foto: Sigrid Haaland
Nylig startet Susanne Kaluza som daglig leder i SHE Community. Selskapet jobber for likestilling i næringslivet.
– Helt konkret jobber vi for å få til en bedre likestilling blant ledere, investorer og gründere, forteller hun.
Kaluza har en omfattende jobb foran seg.
– 90 prosent av de administrerende direktørene er fortsatt menn – så vi har en god vei igjen å gå, sier Kaluza.
Fakta
Kjønnsbalanse i næringslivet
22 prosent av øverste ledelse i de 200 største selskapene i Norge er kvinner. Det er en svak stigning fra 18 prosent i 2014.
Flere selskaper står nå helt uten kvinnelige representasjon i toppledergruppen: Andelen har steget fra 17,5 prosent i 2016 til 20 prosent i år.
90 prosent av de administrerende direktørene er menn.
Kilde: SHE / COREs topplederbarometer
På 50. plass
Norge tok en andreplass da World Economic Forum slapp rapporten Global Gender Gap Report i fjor.
– Vi er gode på mange ting som har med likestilling å gjøre, men vi blir rangert veldig lavt på listene når det kommer til andelen kvinnelige ledere. I en global undersøkelse som ble utført av Den internasjonale arbeidsorganisasjonen (ILO), kommer Norge på 50. plass når det kommer til andel kvinnelige ledere, sier Kaluza.
– Og da er vi langt under land som Island, Canada og Belgia, men vi er også under Ukraina, Russland og Sveits, som tross alt fikk stemmerett for kvinner så seint som på 70-tallet. Og det tror jeg ikke veldig mange er klar over. 50. plass er definitivt ikke bra nok for likestillingslandet Norge, slår hun fast.
Tre råd
Kaluza har følgende råd til bedrifter som vil jevne ut kjønnsbalansen blant sine ledere:
– Det aller viktigste er å gjøre kjønnsbalanse til en målsetning. Ikke bare for HR-avdelingen, men for hele ledergruppen sin. Det er viktig å ansvarliggjøre ledere. Det du ikke blir målt må, er det fort å nedprioritere, sier hun.
Hun påpeker også at det er viktig å bygge en talentpool, slik at man har nok talenter av begge kjønn når det blir behov for en ny leder.
– Da er det viktig å tenke gjennom hvilke stillinger man plasserer de flinke kvinnene inn i, at de ikke bare havner i stabs- og støttefunksjoner, men at de også får operativ erfaring, gjerne også internasjonal erfaring, sier hun.
En tydelig rekrutteringsplan må også på plass, mener hun.
– Det er veldig lett å rekruttere folk som ligner seg selv, for det er behagelig. Da må vi klare å jevne ut den “biasen” vi har, ved å ha rekrutteringsprosesser hvor man for eksempel alltid har en kvinne og en mann med fra selskapet når man rekrutterer.
Hun trekker også frem investeringsbanken Lloyd som et eksempel:
– Lloyd krever 50/50-fordeling av potensielle kandidater til sine lederstillinger. Ha en rekrutteringsplan så du ikke bare rekrutterer enda flere hvite menn i 40-årene fra Handelshøyskolen om det for eksempel er en gruppe du alt har nok av fra før, avslutter hun.
Hvorfor er nesten alle toppledere menn? Det er tema i denne episoden av podkasten Det vi lever av. Her treffer du Susanne Kaluza, og to av de faste gjestene, sjefredaktør i Bergens Tidende, Øyulf Hjertenes, og professor i ressursøkonomi og prorektor ved Norges handelshøyskole, Linda Nøstbakken:
I mai i år reiste de første offshorearbeiderne ut til oljekjempen Johan Sverdrup. Blant dem var Bergli.
Etter at hun nå har tilbragt deler av sommeren på feltet, er hun full av lovord.
– Det er utrolig bra arbeidsmiljø. Datteren min jobber også der, og storkoser seg, forteller hun.
Les også: Johan Sverdrup ble redningen for de tre arbeidsløse venninnene
Akkurat nå er hun hjemme. Noe av det hun synes er mest spennende med å jobbe på Sverdrup, er å se hvor mye som skjer mellom hver gang hun er på jobb.
– Det er store forandringer hver gang du kommer ut, forteller hun.
Blir Sverdrup-feltet det siste av sitt slag på norsk sokkel? Hva vil det bety for oljenæringen om vi ikke finner flere store felt? Hør hva professor i ressursøkonomi og prorektor ved Norges Handelshøyskole, Linda Nøstbakken, og sjefredaktør i Aftenbladet, Lars Helle, mener om det i Sysla-podkasten Det vi lever av:
Anne Bergli og kollegene på jobb på Sverdrup. Foto: Kjetil Larsen
Da Bergli var ute sist, kom deler av understellet til boligplattformen.
Løftefartøyet Thiaf har siden installert dette. Også understellet til prosessplattformen er på plass.
Store prosjekter
Videre er det flere store prosjekter på trappene på gigantfeltet.
Rørleggingsskipet Castorone startet i april arbeidet med å legge røret som skal ilandføre oljen på Mongstad. Prosessen med å legge oljerøret er nå ferdig. Det skal knyttes mot plattformen våren 2019.
Fakta
Johan Sverdrup
Ligger i Nordsjøen, 160 kilometer vest for Stavanger
Blant de fem største oljefeltene på norsk sokkel, med et ressursanslag på 2,1 – 3,1 milliarder fat oljeekvivalenter
Produksjonsstart for fase 1 er planlagt sent i 2019
Oljen fra feltet skal føres i rør til Mongstad-terminalen i Hordaland.
Gassen skal føres til Statpipe og videre til prosesseringsanlegget Kårstø i Nord-Rogaland
Partnere i Fase 1 og 2: Statoil: 40,0267 % (operatør), Lundin Norway: 22,6 %, Petoro: 17,36 %, Aker BP: 11,5733 % og Maersk Oil: 8,44
Castorone beveger seg nå mot Sverdrup for å starte på leggingen av gassledningen, opplyser pressekontakt i Equinor, Eskil Eriksen.
I mai startet leggingen av den omlag 200 kilometer lange kabelen som skal forsyne feltet med kraft fra land. Nå arbeides det med å koble kraftkabelen på strøm.
– Vi begynner å bruke kraft fra land i høst. Når man har fått kraft fra land, starter arbeidet med å koble opp åtte brønner til boreplattformen, sier Eriksen.
To plattformer på plass
I april ble den første av fire Johan Sverdrup-plattformer, stigerørsplattformen, installert.
Boreplattformen var neste ut på feltet – den ble løftet ombord på verdens største løftefartøy, Pioneering Spirit, i Bømlafjorden i juni. Bare noen dager senere var den på plass på feltet.
Sysla sendte live da operasjon fant sted i Bømlafjorden – se sendingen her!
Ifølge Equinor var det sannsynligvis den raskeste monteringen av en ferdigbygget plattformdekk noensinne.
Våren 2019 skal de to gjenværende plattformdekkene, prosessplattformen og boligplattformen, installeres på feltet.
Topp fem
Siden Sverdrup-feltet ble oppdaget i 2011, har kostnadene blitt presset ned. Kostnadene ved første fase er nå beregnet til 88 milliarder kroner, en reduksjon på 35 milliarder og nærmere 30 prosent sammenlignet med plan for utbygging og drift som ble godkjent av norske myndigheter i februar 2015.
Med et ressursanslag på 2,1 – 3,1 milliarder fat oljeekvivalenter er Sverdrup blant de fem største på norsk sokkel.
På avstand ser du bare en svart prikk som henger ytterst på vingen på vindturbinen i Midtfjellet vindpark. Men på nært hold ser du at det er et menneske som befinner seg der oppe.
Det er 45 år gamle Dennis Vos, teamleder for vedlikehold av rotorblader i MD.Wind. Turbinen han jobber i denne dagen, er 80 meter høy til senter av rotoren. Vingene har et spenn på 50 meter.
– Det er en spesiell jobb, og arbeid i høyden gir meg en følelse av frihet og tilfredsstillelse, forteller han.
– Blir du noen gang nervøs når du er oppe i vindturbinen?
– Jeg er ikke nervøs på jobb, men en sunn dose frykt har vi alltid. Det minner oss på at jobben var kan bli fatal om vi gjør små feil. Så det er alltid lurt å dobbeltsjekke at alt er sikkert, forteller han.
I vår nye podkast «Det vi lever av» kan du høre hva som er spådommen for lønnsomheten til den norske vindkraften i fremtiden – og hvilken rolle de utenlandske aktørene kan komme til å spille. Analytiker i Nordea Markets, Thina Saltvedt, og sjefredaktør i Bergens Tidende, Øyulf Hjertenes, er gjester:
Fakta
Forlenge
Lukke
Midtfjellet Vindpark
Åpnet i 2013
Ligger på Stord i Fitjar kommune i Hordaland
Er et av landets største vindkraftanlegg
Eiere: Aquila Capital, 78,4 prosent, Fitjar Kraftlag SA, 3,5 prosent, Østfold Energi Vind AS, 18,1 prosent
Har 44 vindturbiner på plass fra de to første fasene
Elleve nye turbiner ble montert i den tredje fasen
Når alle 55 turbinene er klar til drift i oktober 2018, vil parken ha en installert effekt på 150 megawatt som gir en årlig produksjon på 434 GWh. Det tilsvarer strøm til ca 22.000 husstander.
Dennis Vos er teamleder for vedlikehold av rotorblader i Md.Wind i Luxembourg. Her jobber han ytterst på den ene vingen på en vindturbin i Midtfjellet vindpark. Foto: Sigrid Haaland
11 nye turbiner
På samme måte som med fjellklatring, står det en kollega på bakken og sikrer han.
– Disse gutta har ikke høydeskrekk, sier Erik Mortensen, daglig leder i vindparken.
Det kommer godt med, for de nye turbinene er enda høyere. Med 91,5 meter opp til senter av rotoren, og en diameter på 117 meter på rotoren, er 11 nye turbiner nå på plass.
– Det er en særdeles stor logistikkoperasjon å få de til Midtfjellet, og i tillegg finne perioder på døgnet med lite vind for å klare å montere de, sa Mortensen mens arbeidet pågikk.
Erik Mortensen, daglig leder i Midtfjellet vindpark. Foto: Sigrid Haaland
Oppgradering til 350 millioner
De nye turbinene utgjør den tredje fasen av utbyggingen av parken. De 11 turbinene har 40 megawatt installert effekt, som vil gi en produksjon på 119 gigawattimer. Nå er det til sammen 55 vindturbiner i parken, med en installert effekt på 150 megawatt – som gir en årlig produksjon på 434 GWh – noe som tilsvarer strøm til ca 22.000 husstander.
Til sammen koster oppgraderingen 350 millioner kroner. Innen 1. oktober skal de nye turbinene være i drift.
Les også: Facebook kjøper all kraft fra det som blir Norges største vindpark
Les også: Vindkraftkontrakt på nær halv milliard til Stangeland
Les også: Skal bygge tre vindparker til for over 600 millioner
Vanligvis er de to personer som jobber ved Midtfjellet vindpark. Leverandøren Nordex bidrar med ni årsverk for vedlikehold gjennom hele året. Men for å ferdigstille den tredje fasen, har over 40 personer vært i sving. Det er gjennom Nordex Dennis Vos er leid inn.
– Det tar seks til syv timer å løfte vingene på plass, forteller Mortensen.
For å montere turbinene, har det tatt i bruk en kran som de har trengt 17 lastebiler for å frakte inn i parken.
De gigantiske vingene til de nye turbinene i fase tre ligger klare til å monteres. Foto: Sigrid Haaland
Tysk hovedeier
I 2016 kjøpte tyske Aquila seg opp som majoritetseier i parken. Det er kapital fra Aquila som har muliggjort denne siste utbyggingen.
En kartlegging fra Bergens Tidende, Aftenbladet og Adresseavisen viste at utenlandske selskaper har investert for 20 milliarder i norsk vindkraft.
Bunnfundamentet til en vindturbin er på plass i Midtfjellet vindpark. Foto: Sigrid Haaland
Dennis Vos har en luftig arbeidsplass i Midtfjellet vindpark. Foto: Sigrid Haaland
I Midtfjellet vindpark skal 11 nye turbiner være i drift innen oktober. Foto: Sigrid Haaland
