Issue 101 - Subsea Norway Edition by OGV Energy

SUBSEA

Green

Assurance at Every Stage with Intelligent Pipeline Technology

Our cutting-edge data logging and testing equipment elevates assurance across the full pipeline lifecycle.

Results? Freed support vessel capacity. Streamlined workflows. Full operational confidence. Significant cost savings.

Smarter Data. Safer Operations. Lower Costs. Whether you’re monitoring pipelines, systems, or subsea assets, we make sure that no detail goes unrecorded. That’s reassuring.

Forlenger levetiden for FPSO i Angola ved hjelp av konsoriumledet tilnærming

Velkommen til februarutgaven av 'OGV Energi Magasin', hvor temaet denne måneden er 'Subsea'. Denne måneden deltar vi også på Subsea Expo-utstillingen i Aberdeen.

En stor takk til vårt forsidefokus Ocean Installer, og denne måneden kan du lese alt om hvordan de samarbeider med Oceaneering for å levere et stort prosjekt i Angola, hvor hensiktenvar å forlenge levetiden for et prosjekt, se side 4 og 5.

I denne utgaven er vi også glade for å ønske velkommen bidrag fra Elementz, Viper Innovation, Tess, Intervention Rentals og IK Trax

Resten av denne månedens magasin gir som alltid en gjennomgang av energisektoren i Nordsjøen, Europa, Norge, Midtøsten, USA og Australia, sammen med bransjeanalyser og prosjektoppdateringer.

Takk som alltid til våre bedriftspartnere Energy Industries Council, Leyton, Infinite Partnerships, Elemental Energies og Archer – the Well-Company, Three60 Energy, Dräger, Rotech Subsea, Stats- Group, Cegal, GDi, Safelift, Tess, Intervention Rentals, Vulcan Completion Products, Brodies, Flotation Energy, Viper Innovations, J&S Subsea, Wellpro og Scotsbridge, og selvfølgeligvår bedriftsreisepartner ATPI. Beste hilsner, Dan Hyland

Dan Hyland Redaktor

Forlenger levetiden for FPSO i Angola ved hjelp av en konsortium-ledet enkeltfartøy-tilnærming

Det nære samarbeidet mellom Ocean Installer og Oceaneering sikret en trygg gjennomføring og tidligere gjenoppstart av produksjon i Angola.

Prosjektoversikt

I april 2025 fullførte Ocean Installer og Oceaneering et stort samarbeidsprosjekt som hadde som mål å forlenge levetiden for et offshore prosjekt utenfor Angola. Initiativet hadde som mål å erstatte ni stigerør og én kontrollkabel, som en analyse hadde identifisert som potensielle svakhetspunkter på et flytende produksjons-, lagrings- og lossefartøy (FPSO). Samarbeidsavtalen muliggjorde en vellykket gjennomføring av arbeidet, inkludert fjerning, installasjon, tilkobling og andre aktiviteter før igangsetting, støttet av overflate- og metningsdykking samt ROV for en stor operatør, som en del av prosjekter for forlengelse av levetiden for aktiviteter i regionen.

Utfordringer

Prosjektet måtte gjennomføres innenfor et meget stramt nedstengningsvindu for kunden. Dypvannsaspektet, med rundt 1 500 meters vanndybde, nødvendiggjorde også strategisk planlagte dykkeaktiviteter ned til 150 meter, for å koble fra og koble til stigerørene på en trygg og effektiv måte. I tillegg var det nødvendig med tett koordinering mellom overflatearbeidet og byggearbeidet på fartøyet (inkludert metningsdykking og overflatedykking) slik at dette kunne planlegges metodisk for å optimalisere gjennomføringen.

Tett samarbeid mellom teamene fra Ocean Installer- og Oceaneering var helt avgjørende for å sikre vellykket koordinering av alle aktiviteter, slik at en kunne minimalisere varigheten av offshore-aktivitetene og redusere kundens totale kostnader.

Den integrerte løsningen

Konsortiet implementerte en integrert leveringsmodell som kombinerte offshore konstruksjon og undervanns arbeide, inkludert dykking. En konfigurasjon som muliggjorde effektiv fartøysforvaltning gjennom hele prosjektet, reduserte det totale fartøybehovet og bidro til å forkorte det totale tidsvinduet offshore.

Konsortiets ingeniørteam planla og kontrollerte demonterings- og monteringssekvensen – gjenoppretting av stigerør, bytte av gåsehalsspoler og påfølgende installasjoner av kontrollkabler for stigerør og gassløft – for å minimere varigheten av offshorearbeidet og grensesnittrisiko. Konsortiet kombinerte dette med landbasert lokal støtte, inkludert utplassering av personell, logistikk koordinering og lokale anskaffelser, for å opprettholde sikring av tidsplaner og sikre trygg, gjennomføring av prosjektet gjennom hele prosessen.

Høydepunkter

Prosjektet opplevde flere operative utfordringer, inkludert betydelige tidsmessige forsinkelser forårsaket av observasjoner av djevelrokker, noe som krevde at dykkere måtte overholde en obligatorisk 30-minutters utsettelse av dykkeaktiviteter etter hver observasjon. Dypvannsforhold og kompleksiteten ved å installere et modulært metningssystem på et konsortiumsfartøy førte til ytterligere krav til logistikken. I tillegg krevde det store antallet personellbevegelser nøyaktig koordinering for å opprettholde sikkerheten og minimere forsinkelser gjennom hele tidsperioden.

Til tross for disse utfordringene ble arbeidet gjennomført med sterk operasjonell ytelse og samarbeid, gjennomfører et komplekst omfang med et betydelig team av offshorepersonell, samt globale team fra Ocean Installer og Oceaneering. Kvalitetsnivået på planleggingsarbeidet for en sikker og effektiv gjennomføring av arbeidsoppgaver og dykkeplaner var meget høyt, mens eksepsjonell dykkereffektivitet og en bratt læringskurve drev kontinuerlig forbedring og økte produktiviteten gjennom hele prosjektet.

Verdt å merke seg:

Resultater

Null hendelser som førte til tapt tid

Over 500 fartøydager for prosjektet

Over 1000 timer medmetningsdykking utført ved 153 klokkedykk på dyp mellom 40 og 150 meter

Mobilisering og transport av 1581 personer i løpet av prosjektet

Over 500,000 arbeidstimer utført sikkert

Offshore aktiviteter avsluttet fortere enn planlagt, gjennom effektiv gjennomføring.

Prosjektet ble levert på en trygg og effektiv måte, og på kortere tid enn planlagt, noe som styrket Ocean Installer og Oceaneerings rennommé for utmerket operativ gjennomføring. Omfanget av prosjekter inkluderte fjerning av ni stigerør fra FPSO, installasjon av erstatnings stigerør og en kontrollkabel for gassløft, samt fjerning og reinstallasjon av 9 gåsehalsspoler.

Gjennom en nøye utført planlegging, et solid ingeniørarbeid og en sømløs gjennomføring, gjenopprettet teamet produksjonen fra FPSO installasjonen tidligere enn forventet, samtidig som de hadde null hendelser som førte til tap av tid. Ved å oppnå et slikt resultat, minimaliserte ikke dette bare nedetid for kunden, men det forlenget også den operative levetiden for FPSO installasjonen langt utover det opprinnelige designet, og sikret fortsatt integritet og produksjonspålitelighet.

Samarbeid spilte en avgjørende rolle i denne suksessen. Det nære samarbeidet mellom Ocean Installer og Oceaneering reduserte ikke bare antall nødvendige fartøy, men effektiviserte også driften. Resultatet? En tryggere og mer effektivt utført arbeidsoppgave, som ga målbare verdier til kunden og demonstrerte kraften i integrerte løsninger for å overvinne komplekse undervannsutfordringer. 

COMMUNITY news

Proserv’s ECG™ contributes to reliability at Hywind Scotland

Full cable and termination monitoring deployed at world’s first floating offshore wind farm, supporting energy security for UK homes and the sector’s growth

Proserv’s proprietary Electro Cable Guard (ECG™) system is now fully operational on Hywind Scotland development, the world’s first commercial floating offshore wind farm, owned by operator Equinor and its partner Masdar.

Located off the coast of Peterhead, Aberdeenshire, the project generates clean energy for around 35,000 UK homes. This critical infrastructure assurance milestone represents a significant step forward for the reliability of power generated by floating wind. 

4Subsea Awarded DeepStar Project to Develop Guideline for Polyester Mooring Line Monitoring

4Subsea has been awarded a project under the DeepStar® consortium to develop a guideline for monitoring of polyester mooring lines used in deepwater floating systems. The project will support the establishment of best practice for integrity monitoring, contributing to safe operations, reduced risk and improved design verification.

The guideline will address what to monitor, how to monitor it, and how to interpret monitoring data for polyester mooring lines. The work is based on operator needs and operational experience and includes data quality and analytics, best-practice monitoring strategies tailored to polyester rope behaviour, and model-supported evaluation using monitoring data and OrcaFlex analyses. 

centralised hub for global Energy support

This year Motive Offshore Group enters a new chapter of operational excellence in the European Energy sector with the transformation of its Peterhead base.

Following completion of extensive works in Q4,2025 the centralised, operator-designed hub drastically enhances the company’s ability to deliver integrated offshore support and rapidresponse solutions for global clients.

The site is now fully operational as a highcapacity support base, purpose-built to meet the complex demands of global O&G and Renewables operations. 

Unique Group, global leaders in subsea technologies and engineering, has signed a Memorandum of Understanding (MoU) with Decom Engineering (Decom), strengthening its capability to deliver integrated subsea decommissioning services across key global oil and gas regions, including the Middle East, the UK, Europe, and APAC.

Delivering Integrated End-to-End Subsea Decommissioning Services

Under the agreement, the two companies will combine their respective expertise to provide a comprehensive, end-to-end decommissioning offering that addresses the growing demand for safe, efficient, and cost-effective removal of ageing subsea infrastructure. 

Ten Years of Beating the Odds in Hazardous Area Services

Surviving ten years in business is a significant achievement in any sector, but in Australia’s hazardous area and energy markets, it is particularly telling.

With more than 60% of SMEs failing within their first three years, specialist EEHA businesses face heightened pressure from technical complexity, regulatory scrutiny, and the consequences of getting it wrong. Against this backdrop, Haztech Solutions marks ten years of operation, a milestone that reflects sustained performance, sound governance, and an ability to consistently deliver in high-risk, high-consequence environments. 

Founded by two experienced HR professionals with a shared passion for people, Reset HR helps organisations rethink, refresh, and reset their approach to HR — putting people, culture, and trust at the centre of everything they do.

Gillian Tierney and Emma Barker are delighted to reunite after previously founding and running a successful HR consultancy in Aberdeen. They believe the time is right to bring their combined expertise, practical insight, and people-first approach back to the market.

Based in the West End of Aberdeen, Reset HR partners with a wide range of organisations across the energy, professional services, and third sectors, delivering tailored HR solutions that make a real difference.

Gillian said: “We believe in helping businesses and human capital thrive — through smart, peoplecentred HR solutions that build trust, a strong culture and sustainable success" 

Reset HR launches 'People first' specialist HR Company

Motive Peterhead: A

Unique Group Signs MoU with Decom Engineering to Deliver Integrated Subsea Decommissioning Solutions

Aize was founded with a vision to fundamentally change how capital projects and operations are performed. Developed by and for domain experts, the company is building on 30 years of software experience and 180 years of industrial heritage as part of the Norwegian Aker group, contributing directly to the global energy transition today. Aize is based in Norway, the UK and the U.S.

www.aize.io

Bold St Media is a creative brand agency delivering PR, marketing, design and video solutions for ambitious organisations.

Established in 2016, we combine strategic thinking, sector understanding and high-quality creative content to help Energy and Marine businesses communicate clearly, create connections, build trust and drive growth.

www.boldstmedia.com

Since Arnlea’s inception in 1994, the company has transformed into a SaaS company over the years that specializes in tracking, inspection, and maintenance solutions for the Energy industry. A global leader in our field, our software has been deployed on 200 assets across 6 different continents and counting.

www.arnlea.com

TRACS International Limited (TRACS) was founded in 1992 to provide training and consultancy services to the upstream energy industry.

Based in Aberdeen, TRACS has a worldwide client base and experience in every major producing basin. Over 30 years of quality, innovation and independence.

www.tracs.com

FCS is a Project Management and Recruitment Company, providing Project Management and Technical personnel to the Oil & Gas Industry. FCS believes that whether your Company’s requirement is for a complete Project Management Team with logistical support, or for individual Project personnel, FCS can meet and exceed your expectations.

www.fcs-group.net

We're technology experts based in the UK, dedicated to the digital transformation of companies and helping them to create their own modern workplace.

At Evolve we encourage a sustainable and transparent work approach, and believe in gaining deep insight into our customers' business so that we can make informed decisions together.

www.evolveims.com

Premium Torque units, Pressure Test Bay, Machine Shop & Refurbishment.

Uniconn has been providing equipment and services to the North Sea Oil industry for over 20 years. Founded in 1998 we have built up solid relationships with all the major service and oil companies in the industry and are renowned as the “go to” company providing not only an excellent service but proudly boasting the experience to match.

www.uniconn.co.uk

CoreRFID builds RFID-integrated solutions and CheckedOK software that replace the manual processes slowing your teams down. Real-time asset tracking. Automated inspections. Reports that actually tell you something useful. We help organisations manage their equipment without the paperwork, reduce risk without guesswork and stay compliant without the headaches.

www.corerfid.com

At Reset HR, we believe that strong businesses are built on strong people practices. Founded by two experienced HR professionals with a shared passion for HR, we help organisations rethink, refresh, and reset how they manage and support their teams.

www.resethr.co.uk

Energioversikt NORGE

Norge har behov for ytterligere investeringer for å opprettholde oljeog gassproduksjonen

Norge hadde sitt beste leteår på flere år i 2025, men det vil trenge ytterligere leteinnsats og investeringer for å opprettholde det høye nivået av oljeog gassproduksjon inn i 2030-årene, opplyste bransjeregulatoren i sin årsrapport.

Samtidig fortsetter selskaper som opererer på den norske kontinentalsokkel (NCS) å lete etter ressurser og vurderer tilknytning til nye nærliggende funn, for å maksimere bruken av eksisterende infrastruktur og holde produksjonen stabil etter hvert som eldre felt modnes.

Sokkelen i 2025

Sokkeldirektoratets årsrapport «Sokkelen i 2025», som kom i januar, viste at fjorårets leteresultater utenfor Norge var blant de beste på flere år. I fjor var det nest beste leteåret på ti år, kun overgått av 2021, ifølge direktoratets oppsummering av aktiviteten på sokkelen.

Mange nye funn ble gjort, noen av dem betydelige. Flere av funnene kom som resultat av bruk av avansert ny teknologi. En ny rekord ble oppnådd for den norske sektoren med blant annet 2 brønnboringer over 10 km, opplyste direktoratet.

«Det er virkelig inspirerende at letevirksomheten fortsatt gir positive resultater på en så moden sokkel,» kommenterte sjefen for Sokkeldirektoratet, Torgeir Stordal.

Til tross for de beste leteresultatene på flere år, er ikke industrien og direktoratet tilfredse og krever ytterligere leting og investeringer, noe som vil være nødvendig for å motvirke den forventede nedgangen i produksjonen.

Både produksjon og investeringer var svært høye i 2025, konkluderte rapporten. Oljeproduksjonen var på sitt høyeste siden 2009. Produksjonen fra NCS er nesten likt fordelt mellom olje og gass. Den totale oljeog gasseksporten falt noe fra rekordåret 2024.

Trollfeltet i Nordsjøen står for omtrent en tredjedel av den totale gassproduksjonen, og denne trenden vil fortsette de neste årene.

Ved utgangen av 2025 var det 97 felt i drift på den norske sokkelen. Halten Øst og Verdandefeltene i Norskehavet, samt Johan Castberg i Barentshavet, kom i produksjon, mens det ikke var felt om ble stengt ned det siste året. Sokkeldirektoratet forventer at flere nye felt vil komme i drift i årene som kommer.

Olje- og gassproduksjonen fortsetter å være på så høye nivåer fordi feltene produserer lenger enn opprinnelig planlagt. Ny og forbedret teknologi har gjort det mulig for Sokkeldirektoratet å kontinuerlig forbedre forståelsen av undergrunnen. Dette har gjort det mulig for industrien å videreutvikle feltene. Nye utviklingsprosjekter, flere produksjonsbrønner og leting i områdene rundt, har bidratt til å forlenge levetiden til de fleste felt.

"Vi forventer at gassproduksjonen holder seg på dette nivået de neste tre til fire årene. Norsk gass står for omtrent 30 prosent av EUs gassforbruk, og Norge er Europas største leverandør, etter at forsyningen av russisk gass er kuttet," sa Stordal.

Sokkeldirektoratet forventer investeringer i år på 256 milliarder norske kroner, eller 25,5 milliarder dollar, noe som vil være en reduksjon på 6,5 prosent fra i fjor. Frem mot 2030 forventer direktoratet at investeringsnivået gradvis vil synke på grunn av ferdigstillelse av utviklingsprosjekter, uten at tilsvarende nye prosjekter kommer som erstatning.

Mot slutten av 2020-tallet forventer direktoratet en reduksjon i den totale oljeog gassproduksjonen. Norge ville trenge beslutninger om utvikling av en rekke nye felter for å bremse denne forventede nedgangen.

"Det vil også være viktig å opprettholde et høyt nivå på utforskningsaktivitetene. Uteblivelse av investeringer vil føre til en betydelig nedbygging av petroleumsindustrien,» uttalte direktoratet.

I tillegg er det betydelig interesse for sikker karbonlagring på NCS.

I fjor ble verdens første fullskala verdikjede for karbonfangst og -lagring etablert. Sokkeldirektoratet kartla også mineralressurser og miljøforhold i de relevante områdene.

Nye funn de siste ukene

Operatører på sokkelen utenfor Norge har gjort nye funn de siste ukene, noe som styrker sjansene for ytterligere forsyning.

I desember påviste Harbour Energy og deres partnere gasskondensat i 'Camilla Nord'prospektet i den norske delen av Nordsjøen.

Wildcat-brønnene 35/8-8 S og A ble boret i produksjonslisensene 248 LS og 248 B, som er en del av Vega-enheten i Nordsjøen, 100 kilometer sørvest for Florø. Foreløpige estimater indikerer at funnets størrelse ligger mellom 2,2 og 4,7 millioner fat oljeekvivalenter.

Lisensinnehaverne vil nå vurdere å knytte funnet tilbake til den eksisterende infrastrukturen på Vega-feltet.

I desember oppdaget Equinor og dets partnere også olje, kondensat og gass i 'Tyrihans Øst'prospektet, omtrent 250 kilometer sørvest for Brønnøysund i Norskehavet.

Foreløpige estimater anslår størrelsen på funnet til mellom 1 og 8 millioner fat utvinnbar oljeekvivalenter.

Lisensinnehaverne vil vurdere funnet for en potensiell produksjonsbrønn fra samme sted, med produksjon over Tyrihans til den eksisterende Kristin-installasjonen.

I januar tildelte Equinor rammeavtaler til syv leverandørselskaper, med en samlet verdi på rundt 100 milliarder norske kroner, eller omtrent 10 milliarder dollar. Disse avtalene vil legge grunnlaget for trygg og konkurransedyktig drift ved Equinors offshore-installasjoner og landbaserte anlegg i årene som kommer, sa den norske energigiganten.

Tildelingene er for 12 nye rammeavtaler for vedlikehold og modifikasjoner av Equinors offshore-installasjoner og landbaserte anlegg. Avtalene trer i kraft i første halvår 2026, de har en varighet på fem år, og inkluderer også forlengelsesmuligheter på tre og to år.

"Avtalene vil sikre langsiktig aktivitet og verdiskaping over hele Norge, med jobbskaping estimert til rundt 4000 årsverk hos leverandørene," sa Jannicke Nilsson, innkjøpsdirektør i Equinor.

"Målet er et tett, langsiktig og forutsigbart samarbeid som styrker kulturen for sikkerhet og vår felles konkurranseevne. Sammen vil vi jobbe tryggere og smartere, og skalere opp bruken av ny teknologi," la Nilsson til.

Ny teknologi frigjør verdi

Når det gjelder bruk av ny teknologi, har Equinor anslått at kunstig intelligens (AI) bidro til verdiskaping og besparelser for Equinor og dets partnere, til en verdi på 130 millioner dollar i 2025. AI brukes nå på offshore-plattformer og landanlegg for å løse industrielle oppgaver i stor skala på en sikker, effektiv og lønnsom måte, opplyste selskapet tidlig i januar.

En annen operatør på den norske sokkelen, Aker BP, har funnet ut at ny brønnteknologi gir bedre innsikt i brønnene på Alvheim etter en pilottest på feltet.

HIPlog, en trådløs løsning for å måle hvordan olje og gass strømmer i ulike deler av en brønn, gjør det mulig å måle produksjonen nede i brønnen uten å stoppe produksjonen, og løsningen har blitt testet offshore for første gang, sa Aker BP.

"Det faktum at vi kan få detaljert produksjonsinformasjon uten å forstyrre driften er 'selve kjernen i hva HIPlog er utviklet for'," sa Tore Ottesen, administrerende direktør i Wellstarter, som leverer tjenesten. Aker BP har også gjennomført en vellykket pilottest sammen med partneren Effee av digital, robotisert strukturell sveising i områder med redusert tilgjengelighet. Den nye teknologien gjør det mulig å overvåke sveiseprosessen i sanntid, noe som også reduserer risikoen for feil og gir bedre kontroll over kvaliteten.

"Resultatet fra testen på Alvheim-feltet markerer et viktig steg i digitaliseringen av sveiseprosesser offshore," kommenterte Aslak Næss, som er prosjektleder hos Aker BP.

"I tillegg til arbeidet med Alvheim har Aker BP og Effee til hensikt å videreutvikle en metode for svingreparasjoner på Skarv," la Næss til.

"Nå er målet å oppnå enda større fordeler gjennom fullstendig digital sveising offshore, også i modifikasjonsfasen. Robotstyrt, digital sveising passer svært godt inn i vår operasjonelle strategi." 

Av Tsvetana Paraskova

STORBRITANNIA ENERGIOVERSJON

Olje og gass oversikt Nordsjøen

for Storbritannia

Gjentatte oppfordringer til den britiske regjeringen om å gå lenger i arbeidet med å støtte Storbritannias industrielle kapasiteter, og kontrakter for nye aktiviteter ble presentert i den britiske oljeog gassektoren i Nordsjøen tidlig i 2026.

Offshore Energies UK (OEUK), den ledende bransjeorganisasjonen i Storbritannia, sier at regjeringen må gå lenger og reagere raskere for å beskytte landets industrielle kapasitet.

Regjeringen ga sitt tilsvar på oktoberrapporten fra komiteen for skotske anliggender, som hadde advart om at dersom de ikke fremmer skattereformer, vil regjeringen fremskynde nedgangen i oljeog gassproduksjonen i Nordsjøen, ettersom jobbtap i forbindelse med nedgangen i Skottlands oljeog gassindustri for øyeblikket overstiger antall jobber skapt av ren energi.

Med henvisning til fortjenesteavgiften på energi, som ble beholdt uendret i forbindelse med høstbudsjettet som ble fremlagt i november, sa regjeringen at den «er forpliktet til å forvalte Nordsjøen på en måte som sikrer en rettferdig, ordnet og fremtidsrettet overgang, samtidig som de anerkjenner at innenlandsk olje og gass vil fortsette å spille en rolle i energimiksen i flere tiår fremover.»

"Når det gjelder skatt, tar vi en ansvarlig og forholdsmessig tilnærming som anerkjenner den pågående rollen til oljeog gassindustrien og arbeidsstyrken i vår nåværende energimiks, samtidig som vi sikrer at sektoren bidrar mer til vår energiomstilling," lyder svaret.

I hovedsak sa den britiske regjeringen at mens de anerkjenner at olje og gass fortsatt vil spille en rolle i energimiksen under overgangen, må de «også drive offentlige og private investeringer mot renere energi.»

Som en kommentar til den britiske regjeringens svar til komiteen for skotske anliggender med hensyn til jobber og energi i Nordsjøen, sa Katy Heidenreich, direktør for forsyningskjede og personale i OEUK, at «komiteen for skotske anliggender hadde rett i å fremheve gapet mellom synkende aktivitet i Nordsjøen og tempoet i jobbskaping for ren energi.»

"Den britiske regjeringen anerkjenner denne utfordringen, men svaret deres må nå gå lengre og de må reagere raskere dersom vi skal beskytte Storbritannias industrielle kapasitet og lokalsamfunnene som er avhengige av den," la Heidenreich til.

Ifølge OEUK trenger Storbritannia innenlandsk oljeog gassforsyning, sammen med fornybar energi, for å opprettholde energisikkerhet, rimelige priser og den verdensledende forsyningskjeden som kreves for å utvide energiprosjekter innen vind-, hydrogen- og karbonlagring.

"Basert på dette, må derfor regjeringen fremme Oil and Gas Price Mechanism (OGPM) i 2026. Investorer kan ikke vente til 2030. Uten denne prismekanismen, risikerer vi at flere forsyningskjedeselskaper blir tvunget til å dra utenlands, det vil føre til ytterligere tap av arbeidsplasser og smitteeffekten vil fortsette å påvirke industrien," sa OEUKs Heidenreich.

Bransjeorganisasjonen svarte også på Allocation Round 7 (AR7) for fornybar energi, som kunngjorde 8,4 GW ekstra havvindkraftkapasitet.

OEUK og industrien sier at det finnes en vei til Net Zero, som prioriterer egenprodusert energi fremfor import, og som vil kunne levere den nødvendige fornybare energien, parallelt med innenlandsk olje og gass som det er behov for, i flere tiår fremover.

"Selv om dagens nyheter er et positivt skritt i riktig retning, vil Storbritannia fortsatt trenge kontinuerlige investeringer i egenprodusert gass og vedlikehold av infrastrukturen for egen gassproduksjon, som fortsatt er avgjørende for å levere den utskiftbare kraften som trengs for å holde lysene på når vinden ikke blåser og solen ikke skinner," sa OEUKs energipolitiske direktør, Enrique Cornejo.

"Langsiktig suksess for britisk energipolitikk vil være avhengig av en balansert tilnærming som bygger på våre eksisterende industrielle styrker."

De fleste skotter ønsker fortsatt en rolle for oljeog gassektoren med mer rettferdige skatter for britiske energiselskaper, ifølge en ny meningsmåling utført av Diffley Partnership på vegne av OEUK, med 2154 skotske voksne som ble spurt i desember.

Undersøkelsen viser at folk i Skottland mener at offshore energi er den viktigste sektoren for landets økonomi, og de foretrekker at landet utvider fornybar energi samtidig som den eksisterende Nordsjøindustrien opprettholdes, med lavere priser for husholdninger og vekst i industrijobber.

På spørsmål om ulike energikilder, sa 58 prosent av de som svarte at olje og gass gir gode, stabile jobber for folk i Skottland,

og mer enn to tredjedeler, eller 69 prosent, sa at Skottland kan «utvide arbeidet med fornybar energi samtidig som det beholder en rolle for olje og gass under overgangen».

Fra en lang liste sektorer, ble offshore energi valgt av 53 prosent av de som svarte, som viktig for Skottlands økonomi det neste tiåret – etterfulgt av turist og restaurantsektoren på andreplass.

Mer enn halvparten av de spurte – 54 prosent –sa at de støtter skatter for selskaper som tjener store penger på olje og gass, så lenge disse er på et nivå som er «rettferdig og gjør at Storbritannia er konkurransedyktige internasjonalt».

Bare 4 prosent mente at skattenivået bør fortsette på samme nivå som nå.

Det kommer frem av undersøkelsen at hele 85 prosent sa at energiselskapene bør «lede overgangen til fornybar energi samtidig som de opprettholder satsingen på olje og gass».

Den nye meningsmålingen sender et klart signal til partiene i forkant av årets valg til det skotske parlamentet om å støtte tiltak som åpner for investeringer i britiske offshore energi. Uten denne støtten risikerer partiene en motreaksjon ved valglokalene, sier OEUK.

Den ledende bransjeorganisasjonen for energisektoren har oppfordret politikere til å prioritere egenprodusert energi fremfor importerte forsyninger—det betyr at det må erkjennes at olje og gass vil være nødvendig sammen med fornybar energi i tiden fremover.

«Velgerne ønsker rimelig, sikker energi – og det oppnås ved investeringer i britisk energi – olje, gass, fornybar energi, hydrogen og karbonfangst,» kommenterte David Whitehouse, administrerende direktør i OEUK.

North Sea Transition Authority (NSTA) har bøtelagt to oljeog gassoperatører i Nordsjøen med totalt £350 000, ettersom regulatoren fortsetter å opprettholde en hard og fast linje, når det gjelder brudd på utslippsgrenser og avvikling av brønner.

CNR International ble bøtelagt med £250 000 for

overdreven ventilasjon som overskred grensene to ganger i løpet av samme år, på de samme feltene.

NEO har blitt bøtelagt med £100 000 for å ha forsøkt å forlate en brønn uten nødvendig tillatelse til å utføre arbeidet. NEO forsøkte i 2024 å avvikle Leverett-brønnen til 'AB3'-status – den siste nedleggelsesfasen. NEO unnlot i midlertidig å søke om tillatelse fra NSTA før de startet dette arbeidet, på grunn av en misforståelse av de relevante kravene, noe som reiser spørsmål om selskapets prosesser, opplyste regulatoren.

Bøt leggingen understreker viktigheten av å følge regelverket for å vise at bransjen drives godt og tar sitt ansvar på alvor – og at alle lisensinnehavere har like vilkår, sa NSTA.

"Investorer og offentligheten forventer med rette at denne bransjen holdes til høye standarder, og det ikke finnes unnskyldninger for at operatører ikke overholder sine regulatoriske forpliktelser," sa Jane de Lozey, NSTAs direktør for regulering.

I selskapets nyheter har den amerikanske raffineringsgiganten Phillips 66 Limited gått med på å kjøpe Lindsey Oil Refinerys eiendeler og tilhørende infrastruktur.

Kunngjøringen følger en anbudsprosess håndtert av FTI Consulting, som begynte å fungere som forvaltere av Lindsey Oil Refinerys eiendeler etter at den offisielle bobestyreren ble utnevnt i juni 2025.

Avtalen er underlagt oppfyllelse av avslutningsbetingelser, inkludert vanlige regulatoriske klareringer.

Phillips 66 planlegger å integrere de viktigste eiendelene som skal kjøpes inn i sine aktiviteter på Humber-raffineriet.

Etter en grundig vurdering utført under anbudsprosessen, har selskapet besluttet å ikke gjenoppta frittstående drift ved Lindsey raffineriet. På grunn av begrensningene i størrelse, fasiliteter og kapasiteter har evalueringer vist at raffineriet ikke er levedyktig i dagens form, sa Phillips 66.

Ifølge kjøperen vil oppkjøpet og den strategiske investeringen, når det er fullført, øke selskapets evne til å levere til det britiske markedet fra Humberraffineriet, styrke britisk energisikkerhet og støtte hundrevis av godt betalte, høykvalitets jobber gjennom anleggsdrift og fremtidige investeringer.

AF Offshore Decom, som er en del av Norge-baserte AF Gruppen, har signert en kontrakt med Ithaca Energy for ingeniørarbeid, mottak, demontering og resirkulering av en flytende produksjonsplattform fra den britiske sektoren av Nordsjøen.

"Vi er svært glade for å ha blitt tildelt denne kontrakten av Ithaca Energy. Tildelingen av kontrakten er en anerkjennelse av vår merittliste og fortsatte engasjement for å levere bærekraftige avviklingsløsninger, også for store flytende eiendeler," sa Lars Myhre Hjelmeset, EVP Offshore i AF Gruppen.

Ithaca Energy har også benyttet alle de tre gjenværende ukene av opsjonen for Safe Caledonia til å fortsette og tilby innkvarteringsstøtte på Captain Field i den britiske sektoren av Nordsjøen frem til 22. februar 2026, opplyste tjenesteleverandøren Prosafe SE. Den totale verdien av denne kontraktsforlengelsen er omtrent 2,73 millioner dollar, bemerket Prosafe. 

THREE6O ENERGY

A life cycle solutions company enabling a sustainable future.

Av Tsvetana Paraskova

Energioversikt Europa

Bygger Europas energifremtid: Økning i havvind etter hvert som Norge utvider produksjonen

Norges nye oljeog gassproduksjonslisenser og Storbritannias rekordstore havvindauksjon var høydepunktene i den europeiske energisektoren ved årets begynnelse.

Olje & Gass

Norge tildelte i januar totalt 57 nye produksjonslisenser til 19 selskaper i APA 2025-lisensrunden i modne områder på den norske kontinentalsokkelen, ettersom VestEuropas største oljeog gassaktør ser ut til å avverge en forventet produksjonsnedgang på 2030-tallet.

Av de 57 produksjonslisensene som tilbys i siste runde, er 31 lokalisert i Nordsjøen, 21 i Norskehavet og fem i Barentshavet. Alle store selskaper som opererer på sokkelen, inkludert Equinor, Aker BP, Vår Energi, Harbour Energy og TotalEnergies, ble tildelt lisenser som operatører eller som del av konsortier.

"Norge er Europas viktigste energileverandør, men om noen år vil produksjonen begynne å avta. Derfor trenger vi nye prosjekter som kan bremse nedgangen og levere så mye produksjon som mulig," sa energiminister Terje Aasland.

"Vi tilbyr 57 nye produksjonslisenser til 19 selskaper. Dette er et betydelig bidrag til å sikre fortsatt aktivitet i oljeog gassindustrien. Denne aktiviteten er viktig for jobber, verdiskaping og Europas energisikkerhet,» la ministeren til.

Vår Energi har fullført vurderingsbrønnen med to produksjonstester på Zagato-strukturen i Goliat Ridge-funnet i Barentshavet, noe som bekrefter reservoarkvaliteten og legger til utvinningsbare volumer.

Den siste brønnen testet to intervaller, hvor hver viste maksimale strømningshastigheter på mer enn 4 000 fat olje per dag, noe som bekreftet reservoarets kvalitet.

"De nylige funnene styrker Vår Energis posisjon som et ledende leteselskap på den norske kontinentalsokkel (NCS) og fortsetter å styrke vår evne til å opprettholde en høyverdiproduksjon på 350–400 tusen fat oljeekvivalenter per dag etter 2030," sa Vår Energis COO Torger Rød.

Det amerikanske finansdepartementet ga det russiske oljeselskapet Lukoil, som er sanksjonert av USA, mer tid til å selge sine internasjonale eiendeler, og forlenget dermed den generelle lisensen for Lukoil til å forhandle salg av Lukoil International GmbH-enheter. Den forlengede lisensen utløper 28. februar 2026. Den forrige lisensen ville løpt ut 14. januar 2026.

Lav-karbon energi

Storbritannias seneste havvindauksjon, kjent som Contracts for Difference AR7, har sikret en rekordhøy kapasitet på 8,4 GW fra havvind. Denne kapasiteten kan generere nok ren elektrisitet til å forsyne tilsvarende 12 millioner hjem, sa den britiske regjeringen, og la til at «det banebrytende resultatet gjør at Storbritannia er på god vei for å nå sitt mål om ren kraft innen 2030.»

Storbritannia planlegger å ha sitt strømnett drevet av 95 prosent ren energi, inkludert kjernekraft, innen 2030.

Resultatene leverte den største enkeltstående anskaffelsen av havvindenergi i britisk og europeisk historie, og er «en stor tillitserklæring til Storbritannias nye æra med energisuverenitet og overflod», sa regjeringen.

Den rekordhøye auksjonen for fornybar energi vil frigjøre 3,4 milliarder pund i private investeringer, som vil strømme inn i britisk produksjon, fabrikker og havner, ifølge regjeringen.

Resultatene vil gi enorme fordeler spesielt for Skottlands industribase, med en investeringsboom på opptil 1,1 milliarder pund i forsyningskjeden og opptil 2 400 jobber innen ren energi. Investeringer vil strømme til skotske havner som Nigg og Aberdeen, samt produsenter av havvindutstyr i Skottland. Å levere på regjeringens energimål vil skape opptil 40 000 ekstra jobber i Skottland innen 2030, sa regjeringen.

Den rekordstore mengden av ny havvindkapasitet vil styrke Storbritannias energisikkerhet og redusere strømregningene, kommenterte bransjeorganisasjonen RenewableUK.

"Investering i fornybar energi er også avgjørende for å holde tritt med Storbritannias behov for mer energi," sa RenewableUKs administrerende direktør for politikk og engasjement, Ana Musat.

«Etterspørselen etter elektrisitet forventes å øke betydelig i årene som kommer, ettersom eksisterende kjernekraft- og gasskapasitet blir borte, så kontraktene på 8,4 GW som ble tildelt i dag, vil være avgjørende for økonomisk vekst.»

Musat la til: «Hjemmeprodusert kraft er det beste forsvaret mot geopolitisk usikkerhet, og denne auksjonen er et betydelig skritt fremover mot energiuavhengighet.»

Offshore-industrien har ønsket de rekordstore aksjonsresultatene velkommen, noe som vil utløse og fremskynde ytterligere investeringer i fabrikker og arbeidsplasser.

«Resultatene sender et klart signal til investorer om at Storbritannia fortsetter å være en verdensleder innen havvind, og dagens kunngjøring vil direkte utløse investeringer i fabrikker og jobber over hele Storbritannia som trengs for å bygge og drive disse prosjektene,» sa Adam Morrison, bransjeleder for Offshore Wind Industry Council og Ocean Winds UK Country Manager.

WindEurope-organisasjonen bemerket at sterk konkurranse i auksjonen førte til konkurransedyktige gjennomsnittspriser på £91,20/MWh i England og Wales og £89,49/MWh i Skottland.

"Disse resultatene forsterker havvindens rolle som den mest konkurransedyktige teknologien for ren elektrisitetsproduksjon i stor skala," sa foreningen, og la til at andre europeiske regjeringer bør følge det britiske eksempelet.

I auksjonen sikret SSE seg en 20-årig kontrakt på 1,4 GW havvindkraft fra fase B av sitt Berwick Bank vindparkprosjekt.

SSE vil nå videreføre Berwick Bank B mot en endelig investeringsbeslutning i tråd med sine terskelrenter og investeringskriterier.

Investeringsbeslutningen forventes i 2027.

Beliggende i den ytre delen av Firth of Forth, omtrent 38 km øst for Scottish Borders-kysten, har SSEs Berwick Bank vindpark som mål å levere totalt 4,1 GW havvindkapasitet over tre omtrent like faser.

«Hvis den bygges til sin fulle forventede kapasitet på mer enn 4 GW, kan Berwick Bank Wind Farm rangere blant de største havvindprosjektene globalt,» sa Martin Pibworth, administrerende direktør i SSE plc.

Tysklands RWE sikret seg Contracts for Difference for 6,9 gigawatt (GW) havvindkapasitet i den britiske havvindauksjonen. RWEs Norfolk Vanguard East- og Norfolk Vanguard West-prosjekter, samt de to Dogger Bank South-prosjektene, som alle ligger i den britiske Nordsjøen, og Awel y Môrprosjektet i Irskesjøen, sikret seg 20-årige CfD-er til en innløsningspris på £91,20 per mega wattime (MWh), i 2024-priser, en pris som er inflasjonsindeksert.

I tillegg til auksjonen i Storbritannia, har selskaper også inngått avtaler om fornybar energi.

Orrön Energy har for eksempel sikret nettilkobling for seks storskalaprosjekter med en estimert samlet kapasitet på 2,9 GW.

Nettilkoblingene er sikret som en del av nett oppgraderingen, noe som muliggjør tilkobling av seks storskalaprosjekter, hvorav tre er solenergiprosjekter med en samlet estimert kapasitet på 1,8 GW, og tre er datasenterprosjekter med en samlet estimert kapasitet på 1,1 GW.

Bindende nettilbud og ytterligere detaljer om tilkoblingsdatoer forventes å bli mottatt i tredje kvartal 2026. Med sikring av både land og nett, er prosjektene på klar-til-godkjennelse-stadiet, og selskapet vil forsøke å vurdere salgsmuligheter når de endelige nettilkoblingsavtalene er utstedt, sa Orrön Energy.

Investeringsforvalter Downing LLP og Tokyo Century Corporation har kommet til enighet om å sammen kjøpe og bygge en portefølje på rundt 500 MW bakkemonterte solprosjekter i Storbritannia. Joint venturet vil anskaffe ferdigbyggede prosjekter som har CfD-ordninger på plass. Prosjektene vil bli hentet fra Downings egen utviklingspipeline og fra tredjepartsutviklere, med mål om tilkobling av nettet i 2027 og 2028.

egg Power, Liberty Globals investeringsvirksomhet innen ren energiinfrastruktur, har sikret opptil 400 millioner pund i gjeldsfinansiering fra NatWest Group for å akselerere utviklingen av store fornybare energiprosjekter over hele Europa.

egg Power sier at de er strategisk posisjonert for å møte det økende behovet for ren energi hos teleoperatører, leverandører av digital infrastruktur og andre energiintensive industrier. Denne etterspørselen drives av økningen i AIadopsjon og eksponentiell vekst i databruk, noe som øker behovet for pålitelig og bærekraftig strøm i stor skala.

"Avtalen markerer et betydelig skritt på veien mot egg Powers mål om å levere 1500 MW ren energikapasitet innen 2028 under langsiktige Power Purchase Agreements (PPA)," sa Ilesh Patel, som leder egg Power-virksomheten i Liberty Global. 

By Tsvetana Paraskova

Olje og gassoversikt USA

Resilience Under Pressure: US

Oil & Gas Searches for Stability in 2026

USAs oljeog gassaktivitet tynges fortsatt av usikkerhet og fortsatt pessimisme om utsiktene for skiferindustrien i en periode med lavere oljepriser.

De største amerikanske oljeselskapene har ikke hastverk med å gjøre forretninger med Venezuela, til tross for USAs president Donald Trumps insistering på at amerikanske selskaper vil bidra til å gjenopprette og gjenopplive oljeindustrien i landet, som sitter på 17 prosent av alle globale dokumenterte oljereserver.

Undersøkelse fra Dallas Fed Energy signaliserer vedvarende pessimisme

Aktiviteten i oljeog gassektoren i de viktige skiferregionene i Texas, New Mexico og Louisiana falt noe i fjerde kvartal 2025, ifølge oljeog gassledere som svarte på den kvartals vise Dallas Fed Energy Survey.

Indeksen for forretningsaktiviteter, undersøkelsens bredeste mål på betingelsene energiselskaper møter i det ellevte distriktet, forble negativ, men relativt sett uendret, på -6,2 i fjerde kvartal.

Det ellevte distriktet inkluderer Texas, sørlige New Mexico og nordlige Louisiana, samt de fire viktigste skiferbassengene—Permian Basin, Barnett Shale, Eagle Ford Shale og Haynesville Shale.

Selskapets utsiktsindeks forbedret seg noe i fjerde kvartal 2025, men forble forankret i negativt territorium. Indeksen steg så vidt fra -17,6 i tredje kvartal til -15,2 i fjerde kvartal, noe som tyder på fortsatt pessimisme blant selskapene, ifølge undersøkelsen.

Samtidig forble usikkerhetsindeksen for utsiktene høy og relativt uendret på 43,4.

ifølge ledere i lete- og produksjonsselskaper endret oljeog gassproduksjonen seg lite i fjerde kvartal. Indeksen for oljeproduksjonen forble negativ, selv om den steg fra -8,6 i tredje kvartal til -3,4. Indeksen for naturgassproduksjon økte svakt fra -3,2 til 0.

Kostnadsøkningene avtok sammenlignet med forrige kvartal. Indeksen for inputkostnader for tjenester fra oljeservice firmaer falt fra 34,8 til 24,4. Blant lete- og produksjonsselskapene forble indeksen for funn- og utviklingskostnader positiv, men falt fra 22,0 til 5,7. I tillegg sank kostnadsindeksen for leiedrift fra 36,9 til 28,4, ifølge kvartalsundersøkelsen.

Oljeservice selskaper rapporterte på sin side en moderat forverring i nesten alle indikatorer, inkludert utstyrsutnyttelse og driftsmarginer. Samtidig falt prisindeksen for tjenester fra -26,1 til -30,0.

Da de ble stilt spørsmål om kapitalutgifter i 2026 versus 2025, hadde lederne i de forskjellige selskapene svært varierte svar. Totalt 19 prosent av lederne sa at de forventer

at kapitalutgiftene vil gå litt ned, mens ytterligere 20 prosent forventer en betydelig nedgang. Ytterligere 24 prosent forventer at utgiftene i 2026 vil holde seg nær nivået i 2025, 26 prosent av lederne sa de forventer at kapitalutgiftene vil øke litt, mens ytterligere 11 prosent forventer en betydelig økning.

"Vil holde seg rundt 2025-nivået" var det mest valgte svaret fra ledere i store E&P-selskaper (35 prosent), mens det mest valgte svaret fra ledere i små E&P-selskaper var "vil øke litt", med en andel på 29 prosent. Hos selskaper som tilbyr tjenester som faller innunder oljeog gass-support, forventer flere ledere (48 prosent) at selskapets kapitalutgifter i 2026 vil gå ned i forhold til antallet ledere som forventer en økning (29 prosent).

Undersøkelsens tilleggsspørsmål viste også at ledere i små og store E&P-selskaper har ulike syn på den potensielle effekten kunstig intelligens (KI) kan ha på break-even-priser. De fleste ledere i store E&P-selskaper forventer at KI vil gi en viss reduksjon i break-even-prisene på nye brønner i løpet av de neste fem årene. Totalt forventer 38 prosent av lederne i store E&P-selskaper reduksjoner på 0,01–1 dollar per fat, 25 prosent forventer 1,01–2 dollar per fat, og ytterligere 13 prosent forventer 4,01–5 dollar per fat. Imidlertid forventer flertallet av ledere i små E&P-selskaper at AI ikke vil senke selskapets break-even-pris.

I kommentarer til tilleggsspørsmålet om AI og dens innvirkning på kostnader, sa en E&P-leder: «AI har bidratt til å redusere våre kostnader for effektive brønner, ikke gjennom én enkelt målbar økonomisk effekt, men gjennom brede produktivitetsgevinster på tvers av selskapet vårt.»

"Disse gradvise forbedringene gjør driften vår mer effektiv og reduserer til slutt de samlede kostnadene ved å bore en brønn."

De generelle kommentarene om aktuelle saker viste en rekke synspunkter på utsiktene og utfordringene for amerikanske oljeog gassprodusenter.

En E&P-leder sa at «Synkende oljepriser gjør mange av selskapets brønner ikke blir lønnsomme», mens en annen påpekte «økt usikkerhet som følge av regjeringens politikk og også geopolitikken» og «kortsiktige globale oljemarkedsdynamikker» som problemer som påvirker virksomheten deres.

En tredje leder er imidlertid optimistisk og sier: «Vi er optimistiske for 2026. One Big Beautiful Bill Act loven om skattelette, lavere renter og økende etterspørsel etter naturgass fra LNG-eksport og datasentre vil styrke selskapets utsikter.»

En annen leder mener at «Inntil mellomvalget neste november er over, vil prisen på råolje forbli kunstig lav.» Ledere i oljeservice selskaper virker mer bekymret for de geopolitiske og tollmessige konsekvensene for virksomheten deres. En leder sa: «Vi fortsetter å overvåke med bekymring hvordan geopolitiske hendelser og tollsatser påvirker vår forsyningskjede og driftsmiljø.»

En annen advarte om at «ståltoll forårsaker betydelige økninger i brønnkostnadene.»

Store amerikanske oljeselskaper er skeptiske til å kaste seg inn i Venezuelas olje virksomhet

USAs president Donald Trump ønsker at amerikanske oljeselskaper skal investere i restaurering og oppgradering av Venezuelas forfalne oljeinfrastruktur etter at amerikanske styrker bortførte Nicolas Maduro og fløy ham til New York for å stilles for retten for anklager om narkotikahandel.

USAs president innkalte til et møte i Det hvite hus en uke etter Maduros arrestasjon for å diskutere muligheter i Venezuela, med ledere fra de største amerikanske oljeselskapene. Trump-administrasjonen søker investeringsforpliktelser på 100 milliarder dollar for å gjenopprette Venezuelas oljeindustri og øke råoljeproduksjonen til toppen fra 1990-tallet, hvor produksjonen oversteg 3 millioner fat per dag, sammenlignet med omtrent 1 million fat per dag nå.

Den amerikanske administrasjonen fikk imidlertid lunken mottakelse av Venezuelapresentasjonen, med store selskaper som

fortalte president Trump at de ville trenge juridiske og sikkerhetsmessige garantier og en fullstendig overhaling av den venezuelanske oljesektoren, oljekontrakter og oljelover for å vurdere og investere i verdens største innehaver av oljeressurser.

ExxonMobils styreleder og administrerende direktør Darren Woods sa for eksempel til president Trump at «Vi har fått eiendelene våre beslaglagt der to ganger. Så du kan tenke deg at det å gå inn igjen en tredje gang ville kreve ganske betydelige endringer fra det vi historisk har sett her og det som er staten i dag.»

Woods la ikke fingrene imellom og sa: «Hvis vi ser på de juridiske og kommersielle konstruksjonene—rammeverkene—som finnes i Venezuela i dag, er det i dag uinvesterbart.»

"Og derfor må betydelige endringer gjøres i disse kommersielle rammeverkene, rettssystemet, det må være varige investeringsbeskyttelser, og det må skje en endring i hydrokarbonlovene i landet," sa Exxons øverste leder. 

w e l l p r o g r o u p . c o m

The El Palito refinery in Pearto

Cabello, Venzuela. Jesus

Vargas/Getty

Images

Av Tsvetana Paraskova

Olje og gass oversikt MIDT-ØSTEN

Midtøstens energimarked går fremover: OPEC holder stand mens regionale giganter inngår milepælsavtaler

Nøkkelprodusentene i OPEC+, ledet av de største eksportørene fra Midtøsten, ble enige om å holde oljeproduksjonen på et stabilt nivå gjennom hele første kvartal 2026. OPEC presenterte sin første oversikt over det globale oljemarkedet i 2027, mens de største nasjonale oljeselskapene i Midtøsten signerte en rekke strategiske avtaler.

OPEC holder produksjonen stabil i første kvartal

På et kort nettmøte i begynnelsen i januar, ble de viktigste OPEC+-produsentene, som har holdt tilbake leveransen til markedet de siste årene, enige om å holde produksjonsnivået på et stabilt nivå gjennom første kvartal 2026, og bekreftet med det en beslutning som de først gjorde i slutten av fjoråret.

Saudi-Arabia, Russland, Irak, De forente arabiske emirater, Kuwait, Kasakhstan, Algerie og Oman bekreftet sitt engasjement for markedsstabilitet, basert på en stabil global økonomisk utsikt og de sunne fundamentene i oljemarkedet, noe som er reflektert i lave lagre, sa OPEC.

De åtte deltakende landene i OPEC+ bekreftet sin beslutning fra november 2025 om å stoppe produksjonsøkninger i februar og mars 2026, på bakgrunn av sesongvariasjoner.

Landene gjentok at de 1,65 millioner fatene per dag kan returneres helt eller delvis på en gradvis måte, avhengig av endringer i markedsforholdene.

"Landene vil fortsette å overvåke og vurdere markedsforholdene på en nøye måte, og i sine kontinuerlige bestrebelser for å støtte markedsstabilitet bekreftet de viktigheten av å innta en forsiktig tilnærming og beholde full fleksibilitet til å fortsette å pause eller reversere de ekstra frivillige produksjonsjusteringene, inkludert de tidligere implementerte frivillige justeringene på 2,2 millioner fat per dag, som ble kunngjort i november 2023, " sier OPEC.

Etter møtet i januar reduserte Saudi-Arabia prisen på sin råoljelasting for Asia i februar, i den tredje månedlige reduksjonen på rad, ettersom tilbudet fortsatt er stort og referanseindeksene i Midtøsten svekket seg.

Saudi-Arabia, verdens største råoljeeksportør, senket den offisielle salgsprisen (OSP) for sitt flaggskip produkt, Arab Light for det asiatiske markedet, med 0,30 dollar per fat, over gjennomsnittet for Oman- og Dubaireferansene, den laveste prisen på over fem år.

Saudi-Arabias beslutning om å kutte prisene på all råolje for alle regioner signaliserte bekymring for at det globale markedet er i overskudd og at olje ville være lett tilgjengelig til tross for vedvarende usikkerhet rundt leveranser fra Russland og Venezuela.

OPECs første prognoser

for 2027

OPEC ga et første innblikk i utsiktsbildet for verdensøkonomien og oljeetterspørselen i 2027, i sin nøye overvåkede månedlige oljemarkedsrapport (MOMR) for januar.

Det første blikket mot 2027 var ganske optimistisk. OPEC forventer at veksten i den globale oljeetterspørselen vil vokse med 1,3 millioner fat per dag fra i år, noe som forventes å se en vekst på 1,4 millioner fat per dag. I 2027 forventes oljeetterspørselen i OECD å vokse med 100 000 fat per dag år-tilår, og OECD Americas forventes igjen å lede veksten i oljeetterspørselen i regionen. I ikkeOECD forventes oljeetterspørselen å vokse med omtrent 1,2 millioner fat per dag, ledet av øvrige Asia, etterfulgt av India og Kina.

Når det gjelder oljeprodukter, forventes transportdrivstoff å drive veksten i oljeetterspørselen i 2027, med en fortsatt økning i flyreiser, ettersom både internasjonal og innenlandsk trafikk fortsetter å øke. Etterspørselen etter bensin forventes også å bli støttet av jevnt økende veimobilitet i India, øvrige Asia, Midtøsten og USA. Etterspørselen etter diesel for transport forventes å få støtte fra lastebiltransport, samt industri, bygg og landbruk, hovedsakelig i ikke-OECDregionen. Til slutt vil lette destillater bli støttet av petrokjemiske kapasitetsøkninger, hovedsakelig i Kina og Midtøsten.

Veksten i oljeetterspørselen i 2027 forventes å være en del av verdensøkonomiens robuste vekst på 3,2 prosent, støttet av en jevn vekst i de store økonomiene. Dette er litt høyere enn prognosen for økonomisk vekst i 2026 på 3,1 prosent, sa OPEC i sin rapport.

I 2027 forventes væskeforsyningen fra land utenfor OPEC+-avtalen å øke med omtrent 600 000 fat per dag i løpet av 2026, støttet av planlagte utviklinger og forventede oppstrøms kapitalforpliktelser. Oppstrøms oljeinvesteringer i ikke-OPEC+-land forventes i 2027 å på være rundt 284 milliarder dollar, noe høyere enn utgiftene som er forventet for 2026.

Veksten i væskeforsyninger fra land som ikke er en del av OPEC+ i 2027 forventes hovedsakelig å komme fra Latin-Amerika med omtrent 400 000 fat per dag. USAs væskeproduksjon forventes å øke med mindre enn 30 000 fat per dag år-til-år, hovedsakelig fra ikke-konvensjonelle NGLer, ettersom amerikansk råoljeproduksjon forventes å falle, anslår OPEC.

I tillegg til offshore-produsenter i LatinAmerika som Brasil, forventes de andre viktigste vekstdriverne for væsker å være Canada, Qatar og Argentina.

Banebrytende finansieringsog utviklingsavtaler for Midtøstens NOC-er

Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), har i samarbeid med Eni og PTT Exploration and Production Public Company Limited (PTTEP), kunngjort den vellykkede signeringen av en banebrytende strukturert transaksjon for finansiering på opptil 11 milliarder dollar, for å tjene penger på Hail and Ghashas fremtidige midtstrømsgassproduksjon.

Hail and Ghasha er en del av den større Ghashakonsesjonen, som ligger utenfor Abu Dhabi, og som forventes å produsere 1,8 milliarder standard kubikkfot per dag (bscfd) gass. Det er også verdens første offshore gassprosjekt av sitt slag som har som mål å operere med Net Zero utslipp, og ha en karbonfangst på 1,5 millioner tonn karbondioksid (CO2) per år (mtpa), tilsvarende effekten av å fjerne over 300 000 biler fra veiene hvert år.

ADNOC har også undertegnet en grønn finansieringsavtale på 2 milliarder dollar , støttet av Korea Trade Insurance Corporation (K-SURE), for å finansiere prosjekter med lavere karbonutslipp i hele virksomheten. Avtalen forsterker ADNOCs ambisjon om å integrere bærekraftig finans i sine vekstplaner.

Avtalen markerer ADNOCs første grønne finansieringsavtale støttet av et koreansk eksportkredittbyrå (ECA), siden en transaksjon på 3 milliarder dollar med Japan Bank for International Cooperation (JBIC) i 2024. Tilsammen bringer disse avtalene ADNOCs totale grønne finansiering opp i 5 milliarder dollar på bare 18 måneder, noe som styrker merittlisten deres innen grønn finansiering.

Tidlig i januar annonserte ADNOC den endelige investeringsbeslutningen (FID) for SARB Deep Gas Development, et strategisk prosjekt som ligger innenfor Ghasha-konsesjonen utenfor Abu Dhabi.

Feltet vil levere 200 millioner standard kubikkfot gass per dag (scfd) før tiårets slutt, nok energi til å drive mer enn 300 000 hjem i UAE per dag. Dette teknisk avanserte prosjektet vil integrere avansert teknologi og kunstig intelligens, og vil bli fjernstyrt fra Arzanah Island, ved bruk av eksisterende infrastruktur for å maksimere effektivitet og øke sikkerheten.

Qatars statlige selskap QatarEnergy har signert en intensjonsavtale (MoU) med Petroleum og mineralressurs-departementet i Egypt. for å styrke samarbeidet innen energisektoren, med spesielt fokus på levering av LNG fra QatarEnergy til Egypt.

QatarEnergy og Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) har blitt enige om levering av opptil 24 LNG-laster for sommeren 2026. De to selskapene har også blitt enige om å innlede diskusjoner om ytterligere og langsiktige LNG-leveranser fra QatarEnergy til Egypt.

QatarEnergy har også inngått en langsiktig kjøps- og salgsavtale på opptil 15 år med Uniper Global Commodities SE (Uniper), om levering av 70 millioner kubikkfot helium per år fra sine anlegg i Ras Laffan.

Avtalen markerer QatarEnergys første direkte samarbeid med Uniper, som har en sterk historie med å levere bulk-grossist helium til kunder over hele verden.

TotalEnergies og Bapco Energies lanserer BxT Trading, et joint venture med 50/50 delt eierskap, som er støttet av leveranser fra Bapco Energies' raffineri.

Med BxT Trading styrker TotalEnergies sin handelsposisjon i Midtøsten, hvor den franske supergiganten allerede har handelsaktiviteter, i tillegg til sine internasjonale knutepunkter i Houston, Genève og Singapore.

"Gjennom dette partnerskapet med TotalEnergies styrker vi våre globale handelsmuligheter, styrker vår nedstrøms verdikjede og styrker Bahrains posisjon som en konkurransedyktig og pålitelig aktør i de internasjonale energimarkedene," sa Shaikh Nasser bin Hamad Al Khalifa, styreleder i Bapco Energies. 

Av Tsvetana Paraskova

Olje og gass oversikt AUSTRALIA

Australia tar tak for å sikre gassforsyningen, mens volumet av lagret energi når rekordnivåer

Regjeringen i Australias planlegger å innføre et innenlandsk reservasjonssystem for gass for å sikre rimelig forsyning til en av verdens største LNG-eksportører. I mellomtiden har selskaper som opererer i Australia kunngjort nye gassfunn og LNG-eksportavtaler.

I markedet for ren energi satte energilagringsprosjekter nye rekorder i tredje kvartal 2025, mens investeringsaktiviteten fortsatte å avta for storskala elektrisitetsproduksjon.

Gassfunn og avtaler

ConocoPhillips har identifisert sannsynlig gasstilstedeværelse i alle målreservoarer som bores ved gassutforsknings-/ vurderingsbrønnen Charlemont-1 innenfor letelisensen VIC/P79, utenfor Otway Basin i Victoria, opplyste selskapets juniorpartner, 3D Energi Limited, tidlig i januar.

3D Energi eier 20 prosent i letetillatelsen, hvor operatøren er ConocoPhillips Australia med 51 prosent. Korea National Oil Company eier de resterende 29 prosentene.

"Vi er utrolig spente basert på tidlige indikasjoner som stemmer overens med gasstilstedeværelse i flere Waarrereservoarer. Wirelinelogging vil være avgjørende for å vurdere kvaliteten og omfanget av disse indikasjonene, og selskapet forblir optimistisk, mens det fortsetter å planlegge og gå videre til evalueringsfasen," sa 3D Energis styreleder Noel Newell.

“Hvis det blir vurdert som en suksess, kan dette clusteret bli blant de største gassbassengene i Otway-bassenget.»

Santos har inngått en betinget kjøps- og salgsavtale for å selge sin eierandel på 42,86 prosent i Mahalo Joint Venture, i Bowen Basin i Queensland, til Comet Ridge Limited.

Santos har også nylig fullført salget til Eni Australia av sin eierandel på 42,71 prosent i Petrel-feltene og 100 prosent i Tern-feltene i Bonaparte-bassenget utenfor NordAustralia. Dette har gitt kontanter og betinget vederlag og redusert Santos' fremtidige avviklingseksponering.

"Santos' kortsiktige prioriteringer er å levere Barossa og Pikka, og å fremme neste fase av vekstmuligheter som utnytter vårt eksisterende driftsområde," sa Santos' konsernsjef og administrerende direktør Kevin Gallagher.

Et annet stort australsk oljeog gasselskap, Woodside, har inngått en avtale med Tyrkias BOTAS om å levere 0,5 millioner tonn LNG per år, for en periode på opptil ni år fra 2030. I henhold til avtalen vil LNG hovedsakelig leveres fra det pågående Louisiana LNGprosjektet i USA samt fra Woodsides bredere portefølje.

Woodside kunngjorde i desember at deres konsernsjef og administrerende direktør, Meg O'Neill, trakk seg da hun har akseptert rollen som konsernsjef i BP. Styret i Woodside har utnevnt Liz Westcott som fungerende administrerende direktør, med virkning fra 18. desember 2025. Westcott har ledet Woodsides australske virksomhet som Executive Vice President og Chief Operating Officer Australia siden han begynte i Woodside i juni 2023.

"Styrets pågående fokus på etterfølgerplanlegging av administrerende direktører gjør at Woodside er heldig som har flere høyt kvalifiserte interne kandidater, ettersom vi også vurderer eksterne talentalternativer for å sikre best mulig utnevnelse av administrerende direktør," sa Woodside-leder Richard Goyder.

"Vi er godt posisjonert til å avslutte denne prosessen effektivt med intensjon om å kunngjøre en permanent utnevnelse i første kvartal 2026."

Australias plan for rimelig gass

I slutten av desember sa den australske regjeringen at de ville innføre en innenlandsk reservasjonsordning for gass, i et forsøk på å sikre rimeligere gass for australiere, bedre beskytte bedrifter mot internasjonale prisstigninger, og sikre at industrien står sterkere i forhandlingene om gasskontrakter.

I følge forslaget, vil regjeringen kreve at LNG-eksportører reserverer mellom 15 og 25 prosent av sin gassproduksjon til hjemmemarkedet.

«Sikker og rimelig gass er nøkkelen til vår Future Made in Australia-agenda, spesielt for nasjonalt betydningsfulle, handelsutsatte industrielle brukere som for øyeblikket ikke kan elektrifisere,» sa regjeringen.

Detaljert utforming av reservasjonsordningen for gass vil bli utviklet i samråd med industri, internasjonale partnere og lokalsamfunn, med en preferanse for et system der eksportører må oppfylle innenlandske forsyningsforpliktelser før eksport godkjennes, sier regjeringen i en uttalelse.

Reservasjonsordningen, som er planlagt lansert i 2027, vil innebære en foretrukket eksportgodkjenningsmodell, der eksportørene først må oppfylle innenlandske leveringsforpliktelser.

Ordningen vil gi produsenter fleksibilitet til å oppfylle både innenlandske og eksport forpliktelser gjennom en rekke standard kommersielle/markedsbaserte ordninger, inkludert kontrakter med eksportører eller innenlandske produsenter så lenge forsyningsforpliktelser oppfylles.

"Gass spiller en viktig rolle i vårt energisystem mens vi går over til 82 prosent fornybar energi," sa klima- og energiminister Chris Bowen.

"I motsetning til kull kan gasskraftgeneratorer slås av og på i løpet et par minutter – noe som gir den ultimate backstoppen i vårt energinett."

Ressursminister Madeleine King kommenterte:

"Denne viktige reformen av det nasjonale markedet vil sikre gassen australierne trenger, samtidig som Australia fortsetter å spille sin kritiske rolle i regional energisikkerhet."

Australian Energy Market Operator (AEMO) spår at Western Australias innenlandske gassmarked vil forbli bredt balansert på kort sikt.

Ny forsyning vil gradvis komme i drift fra slutten av 2026, mens forbruket forventes å vokse fra 2026 og nå sitt høyeste nivå i 2030, sa Kirsten Rose, AEMOs administrerende direktør i WA.

Et potensielt forsynings gap i 2028 er lavere enn tidligere forventet og kan dempes med høyere innenlandsk produksjon fra eksisterende anlegg, eller nye gassforsyningsprosjekter som kommer i drift tidligere enn forventet, ifølge AEMO.

"En kombinasjon av løsninger, inkludert fortsatt investering i nye gassutbygginger, sammen med økt fleksibilitet i forsyningen, kan adressere potensielle langsiktige underskudds risikoer," sa Rose.

Australske gruvearbeideres syn på strategisk reserve for kritiske mineraler

Association of Mining and Exploration Companies (AMEC) offentliggjorde tidlig i januar sitt 'Design Paper for Australia's Critical Minerals Strategic Reserve', hvor de anbefalte en modell for regjeringen for lansering av en Critical Minerals Strategic Reserve (CMSR), som ble lovet i valgkampen før valget i 2025.

Designdokumentet, et bransjeinformert perspektiv på hvordan man implementerer CMSR, presenterer organisasjonens anbefalte modell, Rare Earths Production Scheme (REPS). Denne modellen vil bruke en Contract for Difference (CfD) med priskrage for å støtte prosjekter med sjeldne bergarter og jordtyper i Australia, samtidig som risikoen for skattebetalerne minimeres og regjeringens politiske mål tilpasses.

Under REPS dekker regjeringen ethvert gap når spotprisen faller under et avtalt nivå. På samme måte mottar regjeringen en forhandlet andel av inntektene når spotprisen stiger over et avtalt nivå.

Australia har potensial til å utvikle sin egen kapasitet for sjeldne jordarter og bergarter. Den ligger for øyeblikket på fjerdeplass globalt med hensyn til ressurser av sjeldne jordarter og også på fjerde plass i forhold til produksjon av sjeldne jordarter, bemerket AMEC. Kinas dominans innen sjeldne jordarter har imidlertid skapt volatile markedsforhold, satt tilbudet i fare og skapt motvind for investeringer, advarte foreningen.

Derfor foreslår industrien CFD-er, som allerede er i ferd med å bli en nøkkelmekanisme for å støtte statlige inngrep i strategisk viktige markeder, samtidig som økonomiske og finansielle mål opprettholdes.

REPS gjenspeiler den australske regjeringens Capacity Investment Scheme, som bruker CfD-er med priskrage for å sikre investeringer i fornybar energi og lagring.

"Disse mineralene er ikke bare selve kjernen i energiomstillingen, men er også sentrale for Australias og våre partneres nasjonale sikkerhet og fortsetter å ha en høy etterspørsel globalt," sa AMECs administrerende direktør, Warren Pearce.

"Regjeringens valgløfte med hensyn til Australias strategiske ressurser for kritiske mineraler passer godt med intensjonen i Future Made in Australia."

Prosjekter for energilagring når rekordhøye nivåer

Tredje kvartal av 2025 viste at prosjekter for energilagring i Australia fortsette å øke til nye rekord nivåer, mens momentumet for investeringer i fornybar energi fortsatte å avta for storskala elektrisitetsproduksjon, opplyste Clean Energy Council i sin siste kvartalsvise investeringsrapport.

Fem lagringsprosjekter verdt 1199 MW / 4062 MWh nådde finansiell avslutning i juli-september, noe som gjør det til det tredje høyeste kvartalsresultatet for nye lagringsprosjekter. I tillegg ble tre lagringsprosjekter igangsatt i kvartalet, med en total kapasitet på 541 MW / 1766 MWh, noe som også representerer et nytt rekordnivå.

Australia har for øyeblikket forpliktelser for 74 lagringsprosjekter, enten frittstående eller hybride, i finansierings- eller under byggingspipeline, tilsvarende 13,3 GW i kapasitet eller 35,0 GWh i energiproduksjon, ifølge rapporten.

I mellomtiden har 2025 sett nedgang i fremdriften for nye prosjekter for generering, med økonomiske forpliktelser for bare 1,1 GW. I tredje kvartal fortsatte denne trenden, hvor bare et prosjekt for elektrisitetsproduksjon, Wathagar solpark – fase 2, som representerer 27 MW i ny kapasitet, sikret økonomiske garantier.

Det rullerende kvartalsgjennomsnittet for produksjonskapasitet som nærmer seg økonomisk slutt, stupte med 34 prosent til 680 MW, noe som fremhever og forsterker konsekvensene av langvarig og inkonsekvent planlegging, tillatelser og miljøvurderingsprosesser, forsinkelser i utrulling av kraftoverføring og mangel på langsiktige leveranser og inntektssikkerhet, opplyste Clean Energy Council. 

Av Tsvetana Paraskova

RCP-EDR

ELECTRONIC DRILLING RECORDER

The RCP EDR is designed to give operators a clear, unambiguous overview of critical drilling and mud data processes The system has been developed by RCP to greatly improve how information is presented using the latest industrial technologies and user-friendly interfaces.

The RCP EDR offers a quick and cost-effective solution for clients considering a new installation or a partial upgrade to their existing drilling instrumentation systems Our highly experienced engineers and software developers allows us to tailor each new system to meet your exact needs meaning that you do not pay for functionality you will never use

The RCP EDR utilizes a variety of sensing technologies to monitor the drilling processes, (typically: Level, Pressure, Height, Temperature and Flow). Sensor output signals are received by the distributed I/O racks and are then processed by the EDR.

Processed information is then transmitted through network communication modules to each of the user interfaces including remotely networked PC’s and local HMI’s System and operator interface communications may utilize either: Fibre-Optic, Profinet, Profibus or Industrial Ethernet connection

Brent Oil Price

Today’s Brent Price: ~$65 per barrel

Brent crude trades in the mid-$60s amid balanced supply/ demand conditions and ongoing geopolitical influence on markets.

1 YEAR AGO

1 Year Ago (~2025): ~$80–$82/bbl

A year ago, Brent was significantly higher, supported by OPEC+ discipline, geopolitical uncertainty, and tighter markets, before easing supply concerns later in the year weighed on prices.

5 YEARS AGO

5 Years Ago (~2021): ~$70–$78/bbl

Five years back, oil was rebounding from the pandemic slump, with demand recovery boosting Brent prices as travel resumed and economies reopened.

10 YEARS AGO

10 Years Ago (~2016): ~$43–$57/bbl

A decade ago, Brent was much lower after a major price crash in 2014–15, reflecting oversupply and weaker demand that kept crude prices subdued.

Community

At the heart of OGV Media Group is the OGV Community, a corporate membership service that connects energy sector organisations with our growing network of professionals, leveraging member engagement and platform trafﬁc to maximize brand exposure. Subscription to the

Energy Projects Map

The EIC is the leading Trade Association providing dedicated services to help members understand, identify and pursue business opportunities globally.

It is renowned for excellence in the provision of services that unlock opportunities for its members, helping the supply chain to win business across the globe.

The EIC provides one of the most comprehensive sources of energy projects and business intelligence in the energy sector today.

$100 million China National Offshore Oil Corporation (CNOOC)

QINHUANGDAO 29-6 OIL DISCOVERY

CNOOC has made oil discovery at Qinhuangdao 29-6, located in the central waters of Bohai Sea that is located offshore China. The well was drilled to a total depth of 1,688 m and encountered an oil pay zone of 66.7 m. Production testing recorded oil flow rates of 2,560 b/d.

UBADARI AND VORWATA FIELDS (BERAU, WIRIAGAR & MUTURI PSC) - ENHANCED GAS RECOVERY

CIMIC subsidiary Leighton Asia has been awarded civil and mechanical works by JGC to support the onshore scope of the project. The scope includes general civil works for site development and mechanical tie-in works for the project.

SAUDI ARABIA

SAFANIYA, ZULUF, BERRI, MARJAN, HASBAH, RIBYAN, QATIF AND ABU SAFAH FIELDS - BROWNFIELD DEVELOPMENT - LONG TERM AGREEMENT (LTA) PROGRAMME

Saipem has been awarded two offshore Contract Release Purchase Orders (CRPOs) by Aramco worth a combined $600 million under their LongTerm Agreement, covering EPCI of 34 km of 20- and 30-inch pipelines and topside works at the Berri and Abu Safah fields (CRPO 162, 32 months), as well as subsea interventions at Marjan field and EPC of 300 m of onshore pipeline and tie-ins (CRPO 165, 12 months.

SAKARYA (FORMERLY TUNA) GAS DISCOVERYPHASE 3

Saipem has been awarded a USD$425m EPCI contract in the project. Under the agreement, the company will be responsible for the EPCI of 3 additional pipelines, totalling 153km, with associated subsea structures, to connect the new natural gas reserve recently discovered at the Goktepe field (see related projects) to the Phase 3 facilities.

KONTA GAS DISCOVERY

Gas discovery has been made through the Konta-1 exploration well which was drilled to a total depth of 4,575 m in 570 m of water. Production testing showed gas flow rates of up to 31 MMcf/d and 700 boe/d of condensate. Preliminary estimates indicate a discovered volume of approximately 600 Bcf of gas in place.

KUDA-TASI & JAHAL OIL FIELDS

Finder Energy has secured the FPSO Petrojarl I from Amplus Energy for both of Kuda Tasi and Jahal oil fields project. Final investment decision (FID) for this project is now targeted to be achieved by H2 2026 and first oil by Q4 2027. Under the new arrangement, ownership of the vessel will transfer to Finder, while Amplus will continue to lead the FEED work, life-extension and upgrade programs, and ultimately provide operations and maintenance services once the vessel is deployed.

KAIKIAS OFFSHORE OIL FIELD WATERFLOOD

PROJECT (URSA HUB)

Shell has issued a positive FID for a waterflood project at its Kaikias offshore field, located in the US GoM. Water will be injected to displace up to 60MMboe of additional oil out of the reservoir. First injection is expected in 2028.

TIBER-GUADALUPE OFFSHORE OIL FIELD (TIBER FPU)

TechnipFMC has been awarded Tiber-Guadalupe's SURF/subsea production systems contract. The agreement covers an array of equipment including subsea trees and manifolds that can handle pressure of 20,000 pounds per square inch (20k). The contract has been valued at US$600-800m.

GREATER GORGON GAS PROJECT EXPANSION –OFFSHORE PHASE 3

Subsea 7 has been awarded the subsea installation contract for the project. The scope of work includes project management, engineering, procurement, fabrication, transportation, installation and pre-commissioning of subsea equipment and associated infrastructure. Offshore operations are expected to commence in 2028.

ISFLAK OIL DISCOVERY (JOHAN CASTBERG SATELLITE) - SUBSEA TIE-BACK

Equinor has announced the decision to invest over USD$394m at Johan Castberg's "next phase". The project will be developed via two wells in a new subsea template tied back to existing subsea facilities via pipelines and umbilicals.

HAMMERHEAD OIL FIELD

NOV has secured a contract from ExxonMobil Guyana to supply four actively heated risers and production flowlines totalling approximately 14.4km for the project, alongside pull-in latching mechanisms, bend stiffeners, buoyancy modules and topside equipment.

SATAH AL-RAZBOOT (SARB) DEEP GAS DEVELOPMENT

ADNOC has announced that a final investment decision has been made on the project. The project comprises a new offshore platform with four gas production wells which connect to Das Island. The project will produce 200MMcf/d of gas once it enters production.

Undervannsindustrien ser for seg et sterkt år på bakgrunn av forventet oppblomstring til havs

Av Tsvetana Paraskova

Den globale undervannsindustrien og forsyningskjeden ser for seg og forventer et solid år i 2026, takket være økt energiutvikling offshore og retur av grenseleting fra de store og nasjonale oljeselskapene.

Lete- og produksjonsselskaper (E&P) har nylig fokusert på å øke oljeog gasstilbudet, ettersom toppetterspørselen fortsatt er flere år unna og myndighetene prioriterer energisikkerhet og rimelighet. Offshore olje og gass, spesielt dypvannsprosjekter, har blitt viktigere for de store selskapene og de viktigste oljeproduserende landene, mens utforskning og utvikling utenfor kysten av Guyana i Sør-Amerika og Namibia og Angola utenfor Afrikas vestkyst igjen er på bordet for selskaper som har tilstrekkelige økonomiske ressurser til å investere i nye leteprosjekter for å sikre ny forsyning.

Undervannsindustrien og dens omfattende forsyningskjede av støttefartøy, Subsea brønnhoder, manifolder, rørledninger, strømkabler, overvåkingssensorer, prosesserings- og lagringssystemer samt flytende produksjonslagrings- og losseenheter (FPSO) vil dra nytte av den forventede fremveksten av offshoreaktiviteter.

I tillegg gjennomgår undervannsindustrien en kritisk transformasjon med økt digitalisering i energibransjen og diversifisering av forsyningskjeden til offshore fornybar energi og kraftsystemer for å sikre seg mot nedgang i oljepriser. Selskaper har tatt i bruk digital teknologi for overvåking og reparasjoner for å redusere risiko for mennesker og skape effektivitet. Robotikk, fjernstyrte enheter (ROV) og autonome undervannsfartøy (AUV) har allerede blitt industristandarden i mange subseaoperasjoner og applikasjoner globalt.

Store selskaper vender tilbake til grenseforskning for å øke langsiktige volumer

Verdens største vestlige oljeselskaper – BP, Chevron, ExxonMobil, Shell, TotalEnergies og Eni – fokuserer nå på grenseområder i jakten på nye funn, som er avgjørende for å opprettholde langsiktig vekst, sa Rystad Energy på slutten av fjoråret.

'Big Oil' har både de tekniske ferdighetene og den økonomiske styrken som trengs for å utforske teknisk krevende og kostbare grenseområder, ifølge analysefirmaet.

"Disse store selskapene har kommunisert viktigheten, i varierende grad, av grenseforskning i deres forsøk på å fylle opp reserver og opprettholde lønnsomhet," sa Taiyab Zain Shariff, visepresident –Upstream Exploration hos Rystad Energy.

"Alt i alt presser de seks hovedselskapene grensene for utforskning, og retter seg mot grenseområder på jakt etter nye funn for å opprettholde virksomhetene sine. Selv om risikoen er høy, er de potensielle gevinstene betydelige, og bransjen vil sannsynligvis oppleve økt aktivitet i disse regionene i årene som kommer.»

I år vil letingen preges av vedvarende kapitaldisiplin, med globale utgifter forventet å ligge stabilt på litt over 60 milliarder dollar, på nivå med 2025, sier Rystads analytikere i sine prognoser for 2026.

De store selskapenes strategi er å gå målrettet inn i nye grenseområder uten å akselerere kortsiktige boreprogrammer, mener Aatisha Mahajan, leder for leting - olje og gass i Rystad.

"Mer enn 60 offshore grensebrønner forventes neste år, hovedsakelig i Asia, Afrika og Sør-Amerika. Oljefokusert aktivitet er fortsatt robust i Namibia, Brasil og Amerikagulfen, mens områder med mye gass, som Øst-Middelhavet, Norge og Sørøst-Asia fortsatt vil ansees som lavrisiko-områder, særlig med hensyn til muligheter innen ILX [infrastruktur-ledet leting]," sa Mahajan.

Når det gjelder forsyningskjeden, ser en rolig start på året ut til å endre seg til en gradvis bedring i andre halvdel av 2026, ettersom redusert kapasitet og prisutvikling vil begynne å gjøre seg gjeldende i dypvanns-, subsea- og spesifikke internasjonale markeder, ifølge Binny Bagga, Senior Visepresident for Supply Chain Research hos Rystad.

"Subsea-prising forventes å forbli robust, støttet av sterke etterslep og integrerte prosjekttilbud, med en tydeligere oppside som bygger seg opp mot slutten av 2026 og 2027," sa Bagga.

"På tvers av offshore undervannsfartøy, dypvannsrigger og flytende produksjons-, lagrings- og lossingsfartøy (FPSO) begynner kapasitetsbegrensningene å øke gjennom 2026 og intensiveres i 2027 etter hvert som en ny bølge av endelige investeringsbeslutninger (FID) for dypvannsog LNG-relaterte prosjekter blir realisert."

Nøkkelregioner som driver offshore-utvikling

Sør-Amerika forventes å drive veksten i ikke-OPEC+ leveranser gjennom 2030, med oljeproduksjon fra offshore Brasil, Guyana og Surinam, samt Argentinas skifer produksjon fra Vaca Muerta, godt posisjonert til å levere konkurransedyktige fat frem til 2030, ifølge analytikere fra Rystad Energy ved utgangen av 2025.

"Sør-Amerika er godt posisjonert til å tilby konkurransedyktige fat til et globalt marked på grunn av suksessen med dypvannsprosjekter. Ser vi fremover, fortsetter investeringer og et sterkere fokus på dypvannsutvidelse, ettersom gapet i tilbud kan øke etter midten av 2030-tallet," kommenterte Radhika Bansal, visepresident for Upstream Research i Rystad Energy.

Sør-Amerika var forventet å skulle lede forsyningsveksten i 2025, med mer enn 560 000 fat per dag (bpd) råolje og kondensat, etterfulgt av Nord-Amerika med rundt 480 000 fat per dag. Innen 2026 forventes Sør-

Amerikas tillegg å overstige 750 000 fat per dag, noe som gjør at regionen er blant de få regionene med tillegg på over 500 000 fat per dag, som driver vekst utenfor OPEC+.

Offshore oljefelt som har kommet i drift siden 2020, og de som skal startes opp innen 2030, vil utgjøre over 65 prosent av Sør-Amerikas konvensjonelle produksjon, anslår Rystad Energy.

Sør-Amerika vil også opprettholde et sterkt momentum for endelige investeringsbeslutninger (FID) gjennom 2030, noe som vil føre til en kumulativ konvensjonell greenfield-kapitalinvestering (capex) for oljefelt på 197 milliarder dollar mellom 2020 og 2030, hovedsakelig konsentrert i offshore dypvannsprosjekter, opplyste analysefirmaet.

Blokker utenfor Trinidad og Tobago og Peru kan også slutte seg til økningen i forsyningen i Sør-Amerika dersom nye funn gjøres i nylig tildelte letelisenser der.

USAs dypvannsproduksjon har nådd rekordhøye nivåer etter et fremragende år i

2025, med hensyn til oppstarts aktiviteter, sier Thomas Liles, Senior Vice President for Upstream Research i Rystad Energy.

Selv om flytende installasjoner har dominert overskriftene, startet fire nye Subsea tie backs også operasjoner i Amerikagulfen i 2025, med utsikter for solid vekst inn i 2026.

De neste fem årene vil by på betydelige igangkjøringsaktiviteter med blant annet flytende produksjonsenheter basert på FPUbaserte prosjekter som Sparta, Kaskida og Tiber – alle rettet mot mer utfordrende nedre tertiære reservoarer ifølge Liles.

På kort sikt vil hovedtemaene i upstreamindustrien i 2026 være operatører som ønsker å tilføre materielle vekstmuligheter for 2030-tallet og et skarpere fokus på effektivitet, sa Wood Mackenzie tidlig i januar.

Fornyelse innen Brownfield og utvinningsfaktorer vil få økt oppmerksomhet, i tillegg til nye forretningsmodeller for oppstrøms aktiviteter og partnerskap, som går på tvers av og krysser grenser, bemerket WoodMac. 

Elementz: Protecting the World Beneath the Waves with a Blue Digital Ecosystem

Subsea cables carry 99% of international data, and critical underwater infrastructure faces evolving threats. Subsea infrastructure has never been more critical, nor more vulnerable.

For 2026, successfully adapting to this world will be the name of the game and Elementz is already leading the charge on moving away from traditional, sector-specific approaches that can no longer keep pace with the scale and complexity of what lies beneath the waves.

that Elementz moves from a vertical oil and gas focus to a multi-sector approach supporting energy, renewables, subsea power, telecommunications, defence and other critical marine infrastructure. And we are really excited by the possibilities.

Much of the existing infrastructure underpins global energy security, data transmission and economic stability but it is still managed by fragmented systems, siloed data and bespoke solutions that no longer reflect operational reality. Imagine, then, a shared, secure digital environment where data, workflows and intelligence can be trusted, integrated and shared across the subsea value chain.

But there’s no need to imagine the emergence of this blue digital ecosystem: it already exists and Elementz sits at its core.

From vertical silos to horizontal platforms

For decades, subsea infrastructure management evolved within vertical silos and the oil and gas sector developed its own integrity management system whilst telecommunications and power followed parallel but separate paths. Now, offshore wind is rapidly building its own frameworks too, but it’s increasingly clear that integrity management principles transcend sectors. The future belongs to horizontal solutions that can support multiple asset types and industries while still respecting the operational realities of each – and it’s happening now.

Tried and tested platform capabilities that are proven in global oil and gas operations are now being configured for offshore wind cable inspection, subsea telecommunications monitoring, and critical infrastructure protection. The underlying challenges are fundamentally the same regardless of sector: managing vast volumes of inspection data, coordinating multiple parties, integrating new technologies, and actioning observations into insight.

Managing, coordinating, integrating, actioning – that’s what Elementz is all about and, better still, the technology doesn’t need to be rebuilt; it only needs to be adapted because it’s already here.

By applying what we are already renowned for to multiple sectors, 2026 will be the year

Operator-led validation through Compass

As subsea assets multiply, so too the volume of data generated by ROVs, AUVs, sensors and inspection campaigns, locked in disconnected systems, spreadsheets or bespoke databases.

Integration is, therefore, no longer optional –it’s a prerequisite for infrastructure protection.

Compass, our operator-led Elementz Strategic Customer Advisory Board, steps up to this challenge by bringing together leading energy operators and asset owners to define shared integrity challenges and validate how digital workflows should evolve. This is not traditional advisory input: it is active co-creation. When major operators align on integrity challenges, they validate more than features; they de-risk adoption for the broader market and create a roadmap grounded in operational reality.

From inspection to intelligence through Tide Breaker

As we approach a tipping point with artificial intelligence, AI and computer vision are increasingly capable of automating detection, classification and reporting. Real value, however, only emerges when these tools are deployed within operational workflows and adopted at scale.

Enter Tide Breaker, the Elementz subseafocused accelerator program that connects operator-defined challenges with emerging AI innovators who develop and integrate solutions directly within live subsea data environments. This makes Tide Breaker more than startup support – it’s an ecosystem engine.

Thanks to Tide Breaker, operators access cutting-edge AI without massive in-house R&D investment. Startups gain deployment pathways and real-world validation. Tide Breaker is where subsea AI innovation happens, creating network effects that strengthen with each participant.

The path forward

For the subsea sector, 2026 marks a decisive shift. The focus is expanding beyond single industries to encompass the full spectrum of subsea infrastructure: energy, renewables, telecommunications, defence, and critical marine assets worldwide. Operator validation through initiatives like Compass, AI acceleration through programs like Tide Breaker, and architectures designed for multisector deployment, ensure that Elementz is playing a central role in laying the foundations for integrated infrastructure management –and the best is yet to come.

Protecting subsea infrastructure is not something any organisation can achieve alone: it requires cross-collaboration among operators, asset owners, inspection partners and technology providers and platforms that enable this collaboration while maintaining security, governance and compliance are becoming critical infrastructure in their own right.

The question is who will define the standard? Early movers with strong ecosystems and operator buy-in will help set the pace. In other words, Elementz will help set the pace.

Setting the standard

The world beneath the waves is changing faster than ever therefore the industry must move faster than the risks it faces.

The transition from fragmented systems to integrated, multi-sector platforms is already underway and those who embrace ecosystem thinking by sharing data, aligning processes and co-creating solutions will define the standards for the next generation of subsea operations.

The best outcomes will come from a fundamentally new way of working built on trust, integration and genuine collaboration –the key pillars of Elementz and our partners. The blue digital ecosystem is not a future vision; it is being built today by operators and technology partners who refuse to accept fragmentation as inevitable. Join us if you can. 

Wood Mackenzie: five subsurface themes shaping upstream exploration and development in 2026

Global upstream exploration spending is expected to dip below the US$20 billion annual average of the last five years as low oil prices pressure the sector, according to Wood Mackenzie.

Appetites

for strategic growth remain strong, but companies are focusing on selective high-impact drilling rather than broad-based spending.

Major oil companies are pursuing giant field redevelopment partnerships with national oil companies to secure discovered resources without exploration risk. The exploration landscape is shifting from traditional licensing rounds toward government-togovernment deals and direct negotiation. Ocean Bottom Node seismic technology and artificial intelligence are compressing decision timelines from months to weeks. Next-generation geothermal technologies face a defining year as flagship projects must demonstrate commercial scalability.

“The upstream sector is recalibrating its approach to resource capture in 2026,” said Andrew Latham, Senior Vice President, Energy Research at Wood Mackenzie. “Exploration spending remains disciplined, but the industry is pursuing multiple pathways to growth – from play-opening wildcats in the Atlantic margin to unlocking billions of barrels from producing fields through IOC-NOC partnerships.”

“Technology is accelerating both discovery and development of conventional hydrocarbons,” Latham said. “The question is whether nextgeneration geothermal can prove it belongs in the same commercial league and meet 24/7 baseload power demand.”

Wood Mackenzie identifies five key subsurface themes for 2026:

1. High-impact exploration focused on play-opening prospects despite spending pressures

Large and giant prospects will account for about one-third of exploration wells planned to spud in 2026. Petrobras plans three wells in Brazil’s Foz do Amazonas Basin, including Mutum, and Petronas plans to drill the Block 48 prospect in Suriname, a potential playopener in the ultra-deepwater Guyana Basin. ExxonMobil’s first ultra-deepwater well offshore Trinidad and Tobago, TTUD-1, may test a deeper Cretaceous play on trend with Guyana. Success would be transformative for Trinidad and Tobago’s declining production base. Play-opening wildcats are also planned for Jamaica and Peru. Timings may slip if operators delay spending.

Prediction: Overall exploration investment dips below US$20 billion as operators prioritise quality over quantity.

2. Strategic acreage access replaces competitive bidding

License partnerships will be driven by materiality, preferential host government deals, and returns rather than highest bids. Access rights will go to companies with the right combination of capital, track record, and relationships. Large national oil companies including Petronas and QatarEnergy are expanding acreage across Asia, West Africa, Brazil, and Guyana through partnerships with host-country NOCs such as Sonangol, SNPC, and Staatsolie. Government-togovernment deals will open doors for crosssector investments. KUFPEC’s equity across Egypt, Malaysia, and Indonesia has delivered commercial discoveries in the Nile Delta and Malay basins. Azule Energy exemplifies the trend of Majors diversifying risk with new joint venture entities in key petroleum regions.

Prediction: Direct negotiation and government-to-government deals dominate acreage acquisition.

3. Major oil companies target NOC partnerships to redevelop giant fields

IOCs are pursuing discovered resources without exploration risk through giant field redevelopment contracts. Each deal accesses billions or tens of billions of barrels of inplace oil, where small recovery factor gains prove material. Since 2023, BP, ExxonMobil, TotalEnergies, and Shell announced projects including BP’s Kirkuk contract in Iraq and Messla and Sarir MoU in Libya, ExxonMobil’s Heads of Agreement to operate giant Iraqi fields including Majnoon, TotalEnergies’ Ratawi project in Iraq, and Shell’s Al-Atshan MoU in Libya. BP also signed a Technical Services Provider agreement with ONGC for Mumbai High offshore India. Host countries benefit from technology transfer and capital while Majors negotiate more attractive fiscal terms. MoUs between IOCs and NOCs to assess unconventional resources in Algeria, Bahrain, UAE, and Indonesia are poised to firm up capital commitments in 2026.

Prediction: Additional giant field redevelopment partnerships announced in Middle East and North Africa, with first firm commitments for global shale projects outside North America.

4. Ocean Bottom Node seismic and AI workflows compress exploration decision cycles

Next-generation OBN technology is decreasing survey costs while improving data quality. Multi-client campaigns are accelerating beyond the US Gulf of Mexico. Egypt will launch a seven-year, three-phase OBN campaign in the East Mediterranean executed by an SLB-Viridien consortium. Norway’s Utsira North survey will provide enhanced resolution for near-field exploration and carbon storage identification. TGS and Viridien will deliver multiple products from US Gulf of Mexico surveys in 2026. AI is transforming workflows through faster processing and improved imaging of overlooked plays in mature basins. Majors are developing proprietary AI capabilities to reduce third-party reliance. When seismic-to-drilling timelines compress from months to weeks, competitive advantage shifts to companies that can orchestrate rig schedules, equipment procurement, regulatory approvals, and capital allocation at accelerated speeds.

Prediction: Multi-client OBN campaigns expand to three new regions outside North America, while AI-accelerated workflows create operational bottlenecks for unprepared operators.

5. Next-generation geothermal faces commercialisation test

Fervo Energy’s Cape Station enhanced geothermal system project, backed by 500 MW of power purchase agreements, will come online in 2026. Eavor’s Geretsried closed-loop facility in Germany started delivering power in December 2025. Success will unlock investor confidence and capital for smaller developers while failure could redirect investment toward oil and gas. Geo Energie Suisse will establish EGS operational benchmarks with seismicityfree drilling at Haute-Sourne. Mazama Energy will lead superhot rock testing in the US Pacific Northwest, targeting 15 MW by end-2026. Competition to drill deeper and hotter will drive cost reductions, attracting capital from technology companies seeking baseload power for data centres. High upfront drilling costs and reservoir uncertainty remain barriers. Shell’s power purchase agreement with Fervo validates next-generation geothermal as bankable, while subsurface specialists such as SLB are leveraging oil and gas tools to reduce geological risks.

Prediction: Flagship enhanced and advanced geothermal projects demonstrate technical reliability but face continued scrutiny on economic viability at scale. 

Mud Vacuums & Pressure Washers

Performance You Can Trust

Nemesis Equipment delivers cutting-edge industrial solutions, including pressure washers, pumps, and solids-handling systems. As the official agent for Solidsvac, we also provide industry-leading vacuumloading solids pumps, renowned for their robust construction and efficiency.

From high-pressure cleaning to slurry management, our equipment is built to perform in the toughest environments, ensuring reliability and reduced downtime. Experience innovation and exceptional service with Nemesis Equipment.

Saipem awards Guyana subsea contract job for ExxonMobil project

Enermerch will handle subsea pre-commissioning at ExxonMobil’s Whiptail field

Saipem has awarded a contract for subsea pre-commissioning services for Guyana’s Whiptail development, part of ExxonMobil’s prolific Stabroek play, to contractor Enermech, the companies said on Tuesday.

This will be EnerMech’s first involvement in Whiptail, after the company supported subsea campaigns across other Stabroek projects including Liza Phase 2, Payara, Yellowtail and Uaru.

The workscope will see EnerMech deliver a suite of pre-commissioning activities, including cleaning and hydrotesting of subsea risers and flowlines; umbilical post-load out, transit and lay monitoring from the offshore

TGS Lands Second European OBN Contract for 2026

TGS has secured a second ocean bottom node contract in Europe for the 2026 season.

The new award follows the company’s first European OBN deal for 2026, announced last month.

According to TGS, its node on a rope crew will begin mobilization in mid summer, and the work is expected to last around 30 days.

construction vessel; and dynamic umbilical lay monitoring with post-installation testing from the FPSO.

EnerMech chief executive Charles Davison Jr said the contract is “another important milestone in our Guyana growth story”.

The company said it is “investing locally” with a new facility that will be based in Georgetown, allowing the company to mobilise faster for future projects.

So far, ExxonMobil has deployed four FPSOs in the Stabroek Block — Liza Destiny, Liza Unity, Prosperity and the recently commissioned One Guyana — collectively boosting installed capacity to over 900,000 barrels per day of oil 

Kristian Johansen, CEO of TGS, said, “We are very pleased to secure further OBN work for the 2026 Europe season. We are now building an acquisition campaign in the region that we expect will grow further. The award is from a valued repeat customer who recognizes the strength of our OBN technology, our proven track record and our ability to deliver high quality 4D data on time, providing critical insights that help the customer optimize oil and gas production.”

In early December, the company announced that it had launched the 2026 contracting season in Europe with a separate OBN survey contract. That project is set to run for about 60 days, with mobilization planned for early May.

In addition to its European activity, TGS recently started a reprocessing project offshore Australia aimed at improving subsurface imaging and geological insight. 

DeepOcean completes U.S. offshore wind contract

Global ocean services provider

DeepOcean has successfully completed trenching and survey operations on inter-array cables for a U.S. offshore wind project.

DeepOcean’s scope of work encompassed trenching and surveying of the inter-array cables that connect turbines to the offshore substations. These critical operations ensure the long-term protection and stability of the subsea cable infrastructure.

The contract was awarded by a global provider of engineering, procurement, construction and installation (EPCI) to the offshore wind industry.

“This work scope reflects DeepOcean’s commitment to delivering subsea services that help contractors and their end-clients optimize cable protection programs, reducing both cost and risk for all parties. We are very pleased to have contributed to this project, led by a dedicated team in our U.S. offices,” says Mitchell Pike, Managing Director of DeepOcean’s Offshore Renewables Division..

DeepOcean deployed a trenching support vessel (TSV) and the subsea jet trenching tool UT-1. The UT-1 is recognized as the world’s most powerful, free-flying jet trencher with a proven track record of successfully burying thousands of kilometres of subsea cables and pipelines in various challenging seabed conditions worldwide.

“This project is a testament to expertise in global subsea trenching and seabed intervention across the offshore energy sector. We are proud that our experienced team and state-of-the-art technology ensured a safe and efficient campaign, contributing to successful delivery,” says Tony Stokes, Managing Director DeepOcean’s Americas region. 

RENEWABLES

UK among 10 countries to build 100GW wind power grid in North Sea

Energy secretary Ed Miliband says clean energy project is part of efforts to leave ‘the fossil fuel rollercoaster’

The UK and nine other European countries have agreed to build an offshore wind power grid in the North Sea in a landmark pact to turn the ageing oil basin into a “clean energy reservoir”.

The countries will build windfarms at sea that directly connect to multiple nations through high-voltage subsea cables, under plans that are expected to provide 100GW of offshore wind power, or enough electricity capacity to power 143m homes.

The commitment, which will be set out in the “Hamburg declaration”, is expected to be signed on Monday by energy ministers from

the UK, Belgium, Denmark, France, Germany, Iceland, Ireland, Luxembourg, the Netherlands and Norway.

The energy secretary, Ed Miliband, said the UK was “standing up for our national interest” by pushing for clean energy and getting “off the fossil fuel rollercoaster”.

The pact comes less than a week after the US president, Donald Trump, criticised the UK’s

plans to phase out production of North Sea oil and gas, and complained about European wind power.

He told the World Economic Forum in Davos last week: “There are windmills all over Europe. There are windmills all over the place and they are losers. One thing I’ve noticed is that the more windmills a country has, the more money that country loses and the worse that country is doing.”

The latest agreement reaffirms Europe’s commitment to wind power, after North Sea countries promised three years ago to build 300GW of offshore wind in the area by 2050. The new offshore wind power grid will contribute to this target.

Miliband is also expected to sign a statement of intent with Germany, Belgium, Denmark and the Netherlands to open up cross-border, offshore electricity projects, with a focus on joint planning and cost sharing.

Energy UK, the sector’s trade association in the UK, said it fully backed the “landmark efforts … to transform the North Sea into a truly regional clean power hub”.

Dhara Vyas, the chief executive of Energy UK, said: “This deeper cooperation on supply chains, standardisation and shared infrastructure is not just a strategic necessity, it is the most effective way to bring down energy costs for households and businesses while fuelling sustainable economic growth and high-value jobs for years to come.”

Last year, wind and solar overtook fossil fuels in the EU’s power generation, generating 30% of the bloc’s electricity.

In the UK, the government this month handed out record subsidy contracts for offshore wind projects, in a boost for its goal of creating a clean electricity system by 2030. 

RENEWABLES sponsored by:

SSE secures 1.4GW contract for Berwick Bank offshore wind project

British energy company SSE has secured a 20-year contract for 1.4GW of offshore wind power from Phase B of its Berwick Bank Wind Farm project in the UK’s seventh Contracts for Difference (CfD) Allocation Round, the company announced Wednesday.

The Berwick Bank B project will receive a guaranteed strike price of £89.49/MWh for 1,380MW of renewable energy capacity, based on 2024 prices and indexed annually for CPI inflation. The contract covers a 20-year period for the electricity generated.

SSE plans to progress the project toward a final investment decision, expected in 2027, according to the company’s press release.

The Berwick Bank Wind Farm consists of three phases totaling 4.1GW capacity. Following this contract for Phase B, the remaining two phases (A and C) are available for entry into upcoming auction rounds, with the UK’s eighth CfD allocation round expected later this year.

“We are delighted Berwick Bank B has been successful in AR7 and has secured a CfD for 1.4GW of essential new low-carbon power for the UK at a competitive price for consumers,” said Martin Pibworth, Chief Executive of SSE plc.

If built to its full projected capacity of more than 4GW, the company claims Berwick Bank Wind Farm would represent a significant contribution toward achieving the Scottish and UK Governments’ offshore wind targets.

The Contracts for Difference scheme is the UK government’s main mechanism for supporting low-carbon electricity generation, providing developers with protection from volatile wholesale prices. 

Orlen prepares service port for Baltic West wind farm off

Poland

Orlen Neptune, responsible for the offshore assets of Polish energy major Orlen SA, has reserved land at the Kolobrzeg Seaport on the Baltic Sea for a service port for its future offshore farm Baltic West.

The company has signed a reservation agreement with the seaport authority, which will strengthen their cooperation. Of all the ports available in this part of the Baltic Sea, Kołobrzeg Seaport is the closest to the project site and an optimal location for servicing the offshore wind farm.

Baltic West is a project encompassing four licences in the Odra Bank region — locations 14.E.1 and 14.E.2, owned by units of Orlen’s subsidiary Energa Wytwarzania, and 14.E.3 and 14.E.4, owned by units of Orlen Neptun, the company said.

This is also the second offshore wind farm project after the 900-MW Baltic East, implemented by the Orlen group in Poland’s Phase II of the offshore wind development.

Baltic West’s planned total installed capacity is about 4 GW, which will translate into clean energy for over five million households in Poland. All four areas are being prepared to participate in the Polish offshore wind farm support system. Full implementation of the projects is scheduled for 2040.

The Baltic East project was among the winners of the first Polish auction for support of offshore wind farms conducted by Poland’s energy regulator URE in December. 

Green freeports: everything you need to know

As green freeports gain momentum, we take a look at what they are, why they matter, and what they could mean for the future of Scotland’s economy and net zero objectives.

What is a green freeport?

Freeports – known as green freeports in Scotland – operate differently across different countries, meaning there is no single or straightforward definition.

According to the Scottish Government’s economic development directorate, a green freeport is: ‘A large, zoned area which includes a railway, seaport or airport. Businesses in the zone can benefit from a package of devolved and reserved tax and other incentives.’

These are often created to increase investment into areas that have historically been overlooked, and can feature both private and public organisations.

They must support four key policy goals:

• Promoting regeneration and high-quality job creation

• Promoting decarbonisation and a just transition to a net zero economy

• Establishing hubs for global trade and investment

• Fostering an innovative environment.

Where are the green freeports in Scotland and the rest of the UK?

In 2023, Scotland’s first green freeports were announced: the Inverness and Cromarty Firth (ICFGF) Green Freeport and the Firth of Forth Green Freeport.

The ICFGF is considered by many to be one of the most significant opportunities for the Highlands in decades. With its full business case (FBC) approved in June 2025, it aims to be a hub for facilitating renewable energy projects such as offshore wind, floating wind, and green hydrogen. Key sectors for the freeport include offshore wind, green hydrogen, marine technologies, life sciences, and heavy marine engineering.

The Firth of Forth Green Freeport – also known as Forth Green Freeport – had its FBC approved in the UK budget in November 2025, paving the way for increased UK production of clean energy and sustainable fuels.

Eight freeports are currently set up across England, seven of which sit around seaports, with a further two in Wales. All of these are fully operational.

The difference between English freeports and Scottish green freeports are the latter's focus on contributing to the Scottish Government's net zero objectives.

How do they work?

There are two types of sites, tax sites and customs sites, where special rules apply –and businesses can take advantage of both.

Within tax site zones, organisations can take advantage of a number of reliefs, whilst customs sites allow goods to be imported and re-exported with delayed or no tariffs.

What are the specific benefits for businesses and organisations?

1. Tax incentives

Within the designated tax sites there will be a number of tax reliefs, such as:

• Land and buildings transactions tax (LBTT) relief on the purchase or lease of qualifying non-residential property

• Enhanced capital allowances

• National insurance contributions (NICs) relief.

Such tax reliefs only apply within the designated tax sites and not within the wider green freeport zones.

2. Accessing seed funding

Both green freeports in Scotland have been granted access to up to £25 million seed capital funding. The purpose is to address infrastructure gaps, such as site preparation and transport links, with the goal of aiding private companies in their early stages and encouraging investment.

3. Non-domestic rates (NDR) relief and retention

NDR relief is available for eligible properties within tax sites for a maximum of five years up to 100%.

Local authorities are allowed to retain the NDR growth on green freeport tax sites above an agreed baseline. However, each freeport governing body will assume strategic direction for using those funds.

4. Customs benefits

Various tariff benefits will apply to authorised businesses operating in the customs sites, such as:

• Duty suspensions: import duties will not apply to authorised businesses operating in green freeport customs sites for storage or processing, and duties will only be payable where goods are declared for home use in the UK

• Duty flexibility: calculating import duties based on value

• Duty exemption for re-exports

• Non-tariff benefits, such as simplified import declarations.

What’s next for green freeports?

Following the approval of the FBCs for both green freeports last year, it is full steam ahead on Scotland’s plans to create jobs, regenerate rural communities and establish renewable energy hubs. At the centre of it all will be people – a crucial factor for success with both initial set ups and ongoing operations.

Each of the green freeports will now engage with the government and the relevant local authorities to allocate seed capital funding to get development of the green freeports fully underway.

As green freeports drive forwards, long-term demand for housing, public transport, schools, leisure facilities, and hospitality will rise with it. As a result, now is the time to secure investment, understand planning rules, hire and train staff, and integrate net zero objectives into your business’s strategy. 

For more information or to get in touch with Laura, visit brodies.com.

Want to know more?

Brodies LLP is a UK top 50 law firm with energy clients across Scotland, the UK and internationally. For more useful insight and details of our energy expertise visit brodies.com

Laura Petrie, Brodies LLP

SPONSORED BY

The UK’s largest innovation funding consultancy

Leyton is an international consulting firm that helps businesses leverage financial non-dilutive incentives to accelerate their growth and achieve long lasting performance.

We simplify your access to these complex incentives. Our combined teams of highly skilled Tax and Technical specialists, enhanced with cutting-edge digital tools developed internally, maximise the financial benefits for any type of business.

Offshore Decommissioning: Unlocking Sustainable Solutions for a Complex Future

As the global energy transition accelerates, offshore oil and gas installations are facing end-of-life scenarios at a much larger scale than ever before.

The need for efficient, safe and environmentally sustainable decommissioning has never been more critical. Research and development is now taking a central role in shaping the future of offshore decommissioning, with progress occurring across several interconnected areas that together offer the potential to revolutionise the field.

One of the key areas of innovation in offshore decommissioning is the development of advanced underwater dismantling techniques. Traditional diver-led cutting methods can be hazardous, slow, and expensive. Now, emerging technologies such as laser and high-pressure waterjet cutting, often integrated with robotic systems, are helping to overcome these challenges. By removing the need for human interaction in dangerous subsea environments, these tools significantly improve safety while also enhancing speed and precision. They are especially valuable when working with complex underwater structures, offering greater control in harsh ocean conditions. Alongside these advances, robotic and autonomous technologies are changing the way decommissioning is carried out. Remotely Operated Vehicles and Autonomous Underwater Vehicles, now equipped with AI, are being used for a variety of tasks, including inspections, site clearance, and structural removal. Because these systems can operate for extended periods without fatigue, they enable quicker project timelines, reduce the need for offshore personnel, and help cut costs. Developments in sensors, control systems, and machine learning are further expanding the roles these machines can perform, reshaping the overall economics of offshore decommissioning. Equally important is the process of Well Plug and Abandonment, the secure sealing of offshore wells, which remains one of the most technically demanding and costly parts of the process. New materials, such as thermite plugs, bismuth alloys, and advanced cements, are being tested with

Authored by Mariusz Kucharek

the aim of achieving more permanent and cost-effective seals. These innovations are increasingly supported by digital tools, such as well integrity assessments powered by big data and AI, which reduce uncertainty and help operators plan safer and more efficient abandonment strategies.

Furthermore, environmental compliance has become a top priority, especially in sensitive marine ecosystems. Researchers and industry are developing low-impact removal methods, such as vibration-based pile extraction and jetting techniques, designed to dislodge foundations without disturbing sediments or harming marine habitats. The use of biodegradable fluids and sealed hydraulic systems is increasing in mobile subsea equipment, helping to reduce the risk of contamination. Additionally, environmental data is now being incorporated more directly into planning tools to ensure operations minimise ecological disruption while still achieving safe site restoration. Offshore decommissioning also generates vast quantities of steel, concrete, and other materials, making resource recovery an essential area of innovation. Recovering, recycling, and reusing these resources is becoming more feasible thanks to improved logistics, advanced material handling techniques and new recycling technologies. In some cases, parts of retired offshore structures are being repurposed for artificial reef creation or even modified for use in renewable energy platforms, contributing to a more circular economy. As sustainability pressures mount, methods that align with reuse and recycling objectives are gaining traction across regulatory and industry circles.

Building on these sustainability-focused innovations, digitalisation is also playing a transformative role in how offshore decommissioning projects are designed and executed. The growing use of digital twins

enables project teams to simulate operational scenarios before they are implemented in the field. These tools enable engineers to anticipate risks, logistics bottlenecks, and environmental impacts, allowing for more proactive and adaptive planning. Alongside digital twins, cloud-based project management platforms and AI-driven analytics help compile and interpret large datasets, streamlining inspections and compliance reporting while improving decision-making in real time. The integration of Internet of Things sensors on offshore structures enhances realtime data collection, offering continuous monitoring of structural integrity, equipment status, and environmental conditions. This connectivity enables maintenance teams to identify early signs of degradation or failure and respond promptly, thereby reducing downtime and minimising expensive emergency interventions. In addition, augmented and virtual reality applications are being introduced to support remote training, virtual walkthroughs, and remote collaboration, thereby enhancing workforce preparedness and reducing the need for personnel to operate in hazardous offshore environments. Collectively, these innovations are revolutionising project management in offshore decommissioning, advancing both safety and cost-efficiency.

None of this progress is possible without collaboration. Public funding, cross-sector partnerships and academic contributions are key to scaling up these innovations and ensuring they are tested, validated and commercialised. Support from government programmes has enabled pilot projects to overcome initial cost barriers and demonstrate the benefits of these new techniques in live offshore environments.

Leyton UK, a leader in innovation funding, has taken an active role in supporting companies within the offshore sector as they pursue cutting-edge R&D projects. Their expert teams help businesses navigate the complexities of R&D tax credit claims and unlock nondilutive funding streams. For companies navigating the high technical and financial risks of offshore decommissioning, Leyton provides not only financial clarity but also strategic vision, empowering sustainable progress through innovation. Through its tailored support, Leyton is helping drive the UK’s leadership in transforming offshore decommissioning into a safer, smarter and greener process. 

SPONSORED BY

Noble secures new offshore drilling contracts worth $1.3bn

The contracts include a three-year deal for the Noble GreatWhite semisubmersible, boosting the company’s operations in Norway.

Noble, an offshore drilling contractor, has secured new contracts for nine rigs, contributing approximately $1.3bn to its backlog.

These include a significant three-year agreement for the Noble GreatWhite semisubmersible, enhancing the company’s operations in Norway’s harsh environment floater market.

The Noble GreatWhite will undertake a threeyear contract with Aker BP for offshore operations in Norway, starting in the second quarter of 2027 (Q2 2027). The contract,

valued at around $473m (Nkr4.63bn), includes a mobilisation fee but excludes integrated services and bonuses. The company plans to invest approximately $160m in capital expenditure for reactivation and preparation activities for this campaign.

Additionally, the Noble Gerry de Souza drillship has received a two-year drilling contract from Esso Exploration and Production Nigeria, with the option for three extensions. Operations are expected to start in mid-2026, pending regulatory approvals, and will add an estimated $292m to the backlog through the

PIDWAL joint venture. The rig will undergo upgrades for managed pressure drilling ahead of the project.

Furthermore, ExxonMobil has allocated two additional rig years under a commercial enabling agreement in Guyana, featuring four drill-ships: the Noble Sam Croft, Noble Don Taylor, Noble Tom Madden and Noble Bob Douglas, extending their contracts through February 2029. The Noble BlackRhino has secured a contract for a workover well with Beacon Offshore Energy in the US Gulf, set to begin in March 2026, with an estimated duration of 50 days and an option for an additional well.

The Noble Endeavor has been awarded an 11well contract with an undisclosed operator in South America, expected to start in late 2026 at a day rate of $300,000, plus mobilisation and demobilisation fees, with potential performance incentives.

Additionally, the Noble Developer has secured a three-well contract with bp in Trinidad, scheduled to commence in Q1 2027 at a day rate of $375,000, with options for up to three additional wells. The previously announced three-year contract with TotalEnergies in Suriname has been reassigned to the Noble Discoverer.

Overall, these contract awards are projected to require approximately $50m in contract preparation capital expenditure in 2026, in addition to the investments planned for the Noble GreatWhite programme.

Noble president and CEO Robert Eifler said: “These important backlog additions indicate a strong and broad-based demand for deepwater drilling on a multi-year basis.

“Additionally, the redeployment of four currently idle deep-water rigs should drive a meaningful utilisation improvement across our fleet, with 92% of our 24 marketed floaters now contracted, compared to 75% in our prior fleet status report.” 

McDermott Awarded EPCI Contract for Al Nasr Field Development Project

McDermott has been awarded a major* contract by ADNOC for engineering, procurement, construction and installation (EPCI) services for the Nasr-115 Expansion Project, located approximately 130 kilometers (81 miles) northwest of Abu Dhabi in the United Arab Emirates (UAE).

The Nasr-115 Expansion Project is a critical component of the overall Nasr Phase II Full Field Development project expected to increase oil production capacity to 115,000 barrels per day (bpd) by 2027. Under the contract scope, McDermott will provide comprehensive EPCI services for two topside structures, one new manifold tower, one jacket, one bridge and all associated pipelines, cables and brownfield modifications.

“McDermott shares ADNOC’s commitment to increase offshore production capacity and will do its part with safe, efficient delivery of the Nasr-115 Expansion Project to the highest quality standards,” said /B>Mike Sutherland, McDermott’s Senior Vice President, Offshore Middle East. “Our decades-long track record of delivering innovative, comprehensive solutions across complex offshore developments supports ADNOC’s vision for sustainable energy growth and to meet its capacity goals as part of the P5 project.”

“This award underscores McDermott’s position as a trusted partner in executing large-scale energy infrastructure projects in the region. We are proud to further support development of the UAE’s energy sector in a safe and sustainable manner,” added Angela De Vincentis, McDermott’s Vice President of Operations, Offshore Middle East. 

*McDermott defines a major contract as between USD $750 million and USD $1000 million.

Wood secures $65m contract extension with Woodside in Australia

UK engineering group Wood has landed a two-year contract extension worth up to $65m (AUD 100m) with Woodside to continue delivering brownfield engineering, procurement, and construction management services across offshore assets at the North West Shelf project in Western Australia.

The NWS Project is one of the world’s largest and most mature LNG developments and has safely supplied affordable and reliable energy to Western Australia and global customers for decades.

Under the contract extension, Wood will deliver asset modifications designed to boost production, reliability and longevity across Woodside’s NWS offshore facilities, including the North Rankin Complex, the Goodwyn A platform, and the Okha FPSO.

This contract is delivered by a team of 140 Wood employees based in Perth, supported by the company’s global engineering network.

“This extension reflects the strength of our 35-year relationship with Woodside and the trust built through consistent performance and a shared drive for excellence. Since first securing this contract in 2013, our teams have developed deep knowledge of each asset and Woodside’s operational priorities,” said John Mtanios, president of Asia Pacific operations at Wood.

Seadrill secures new rig contracts in Malaysia, Norway, Brazil

The West Capella drill-ship will commence operations with an undisclosed operator in Q2 2026 under a new contract in Malaysia.

Seadrill has secured new contracts for its West Capella, West Elara and West Carina rigs across Malaysia, Norway and Brazil.

In Malaysia, West Capella is set to begin operations under a contract with an undisclosed operator, starting in the second quarter of 2026 (Q2 2026).

The well-based programme is designed to last around 440 days and includes priced options for three additional wells, with the total contract valued at around $157m.

This figure includes a $5m mobilisation fee but excludes potential extra services.

The West Capella is a sixth-generation ultradeep-water drill-ship that has operated in South East Asia and West Africa.

Built by Samsung in 2008, it is designed to the Samsung 10,000 specification, registered under Panama with ABS classification and accommodates 180 personnel.

In Norway, the West Elara has won an accommodation contract from Equinor on the Norwegian Continental Shelf (NCS). The contract will commence in Q3 2026 and conclude in Q4 2027.

The agreement is valued at $78m and comes with three priced options, each with a duration of three months.

Before securing this contract, Seadrill negotiated an agreement with the current contract holder to make the rig available, resulting in a $23m increase in total contract value.

The West Elara is an independent leg cantilever jack-up rig designed for offline activities, with prior operations in the Norwegian sector.

Constructed in 2011 at Singapore’s Jurong Shipyard, it features the Gusto MSC CJ70-X150 model. The vessel is registered under the Norwegian flag and classified by DNV.

The rig can accommodate 120 personnel, supports an S92 helicopter and operates in water depths up to 492ft, with a drilling capacity of 35,000ft. 

How Baker Hughes is industrializing well abandonment operations

As the world’s oil and gas basins mature, work is under way to permanently plug and abandon wells safely and cleanly, including in the North Sea.

Two key elements are driving the global wave of oil and gas plug and abandonment (P&A) projects: the fact that many fields and basins are at or near the end of their recoverable reserves and the progression of the energy transition.

“It’s getting harder and harder to extract the remaining resources from mature basins,” says Ashish Goel, who has been with Baker Hughes for more than 20 years. He is now Vice President of drilling services and former managing director of the North Sea Geozone.

“Our Mature Assets Solutions program is bringing new technologies and methods to help with that. Operators carry a huge liability on their books with wells that are close to retirement. They need to be able to permanently, safely and in an environmentally friendly way plug and abandon wells that are no longer economically viable.”

In the North Sea, home to some of the world’s most mature basins, offshore P&A programs are an enormous undertaking for operators, who must decommission platforms, rigs and subsea structures as well as permanently

plug the wells. Geopolitical issues have meant that mature basins have continued to be an important part of global production, but that is also winding up.

“The time has come and in essence, the P&A wave is starting in the North Sea,” says Goel.

Baker Hughes launched its Mature Assets Solutions program in 2024 to help customers maximize the operational efficiency of older fields and to bring the technologies and expertise to safely retire them permanently.

Streamlining P&A with integrated services

Of course, offshore P&A is a vastly more complex process than onshore. That’s one of the reasons that in March 2025 Norway’s majority state-owned energy company Equinor awarded Baker Hughes a multiyear framework agreement. The energy technology company will provide integrated P&A services in the North Sea, where the anticipated P&A boom is already beginning.

“Equinor has been looking at their entire portfolio, which has a significant number of mature assets on the Norwegian continental shelf,” says Tom Huuse, managing director, Baker Hughes Norway and enterprise growth leader for Northern Europe.

“Equinor is of course also very focused on energy security, and they need to keep today’s production levels until 2035,” explains Huuse. “To do that, they need to drill new production wells and doing that in parallel with such a big P&A program is of course challenging, hence they are looking for more vendor-led solutions in the P&A space.’’

This led to Equinor’s decision to engage Baker Hughes to help them industrialize P&A operations to drive efficiencies. End-to-end integration will see Baker Hughes work closely with Equinor to identify the most efficient P&A path for each asset. Baker Hughes will do the planning in consultation with Equinor before moving into the physical P&A execution.

It’s a new approach.

“Before this framework agreement, Equinor would do the planning and subsurface studies before engaging us as a service provider for our particular expertise and solutions,” says Huuse.

Engaging the Baker Hughes Mature Assets Solutions team to provide project management services on behalf of Equinor aims to unlock a new level of efficiency.

“By being involved from the beginning, we will be working with Equinor and also the rig and platform drilling providers to set up a one team approach for P&A,” says Knut Inge Dahlberg, European & Caspian sales director for mature assets and integrated solutions.

This collaboration frees up the Equinor team’s time while ensuring they have complete visibility of the P&A planning.

“Equinor is the operator and will review and sign off on the programs and cost estimates, so they will be part of our team,” explains Dahlberg. “Once we move to execution, as usual the operator is less involved, and we work with the rig or platform drilling companies. The advantage is we have been able to offer our advice on the best well abandonment solutions from the beginning, rather than when the plan has already been made.”

“Being involved in the P&A planning from the start means we can figure out where technology best fits and it will also inform our tech R&D,” adds Goel. 

Now the hard part for Australia’s oil and gas sector: erasing itself from the sea

Dozens of offshore steel platforms as tall as skyscrapers are no longer pumping fossil fuels from the seabed. What should happen to them?

The helicopter takes off at 10am, banking over a patchwork of paddocks and coastal lagoons. Battering through headwinds, it crosses into Bass Strait and rumbles out over the ocean.

The passengers in hi-vis and denim look out at the grey-blue expanse or sit with their eyes closed, swaying with the rhythm of the airframe. No one talks for half an hour – it would be too loud to hear them over the rotor noise anyway – until the tiny silhouettes of their destinations break the horizon.

For most of this ExxonMobil crew, today marks the start of another two-week rotation on Marlin, a hulking steel island 42 kilometres off the Victorian coast, where oil and natural gas are extracted from reservoirs deep beneath the seafloor.

But the first drop-off point, for a smaller cohort of workers, is at a different kind of platform: one that’s soon to be flushed out, ripped from the water forever, and hauled to shore to be dismantled.

The wheels touch down on its helideck and the door opens to a blast of salt-heavy air. A stairwell with metal treads leads down to a heated room below. “Welcome to Cobia,” says a worker inside.

Cobia is one of the 19 huge steel outposts, many as tall as skyscrapers, that are scattered across the Bass Strait’s Gippsland Basin between Victoria and Tasmania. Owned by American oil giant ExxonMobil in a joint venture with Woodside Energy, these platforms – each named after a species of fish – have been hidden engines of the economy since the 1960s, pumping out fossil fuels to turn into the petrol, diesel and gas that have powered our vehicles, homes, electric grids and factories. It’s estimated they have supplied roughly half of the crude oil ever produced in Australia and met 40 per cent of all gas demand in the nation’s eastern states.

But after more than half a century, just six of these facilities remain active. Cobia and a dozen others have reached the end of their productive lives as their wells have petered out, while higher costs have discouraged further drilling, leaving their owners to deal with the complex, multibillion-dollar problem of what to do with the massive amount of old infrastructure still sitting in the ocean.

It has also ignited a complicated debate that Australian governments and regulators are starting to grapple with for the first time on such an enormous scale: should these companies be made to take everything they built here away and leave the seabed as they found it? Or should they be permitted, in some instances, to leave parts of their structures behind if they can convincingly show it will be better for the marine environment and ecosystems that have developed around their massive underwater pylons?

With 13 non-producing platforms, four subsea facilities, and hundreds of kilometres of pipelines and umbilicals all requiring removal by ExxonMobil here over the next few years, the clean-up job, known as decommissioning, will be the biggest ever conducted in Australia and the largest undertaking of its kind that the company has attempted anywhere in its far-flung global operations.

Conservationists like Fern Cadman from The Wilderness Society are paying close attention. The environmental precedents this campaign threatens to set, she says, could be significant. Over the coming 25 years, the Centre of Decommissioning Australia, an industry-backed research body, estimates 5.7 million tonnes of material must be removed from offshore oil and gas facilities in Western Australia, Victoria and the Northern Territory; the equivalent of 110 Sydney Harbour Bridges. The total decommissioning bill for offshore producers could exceed $US40.5 billion ($60 billion).

“What ExxonMobil and Woodside do, or don’t do, has implications for the future of oil and gas cleanup right around Australia,” Cadman says. Of most concern is their bid for permission to cut off their obsolete platforms to a depth of 55 metres below the waterline, leaving the lower portions in place for marine life, she says. “We are concerned about the radioactive material, heavy metals, plastics and other contaminants found in much oil and gas infrastructure that could end up in the marine environment and the food chain if it’s not taken out of the ocean,” she says.

The maritime union also wants to see national rules mandating full removal, as well as the development of purpose-built facilities to handle the contaminated structures and restrictions stopping operators from shipping material overseas for dismantling and recycling instead of keeping the work for local employees. “Let’s get the job done right, and done here,” Maritime Union of Australia assistant secretary Thomas Mayo says.

So far in Bass Strait, more than $3 billion has been spent on sealing about 200 disused oil and gas wells. This process is known as “plugging and abandoning”, explains Richard Perry, ExxonMobil Australia’s manager of decommissioning, and it requires the use of specialised equipment to install cement plugs to secure each of the wells from the underground reservoir. 

Global Events

Scottish Energy Futures Con

V 10-12 March 2026

, Aberdeen, UK

EXA / CECE

V 10-12 March 2026

, Perth, Australia

Egypes

V 30 March - 1 April 2026

, Cairo, Egypt

OTC

V 4 - 7 May 2026

, Houston, Texas

Oman Petroleum + Energy

V 18 - 20 May 2026

, Oman

ATPI: A Match Made in Heaven

In the world of corporate travel, where precision, trust, and reliability are essential, ATPI proves time and again that the strongest partnerships are built on understanding, commitment, and care.

This Valentine’s season, it’s only fitting to celebrate ATPI as a true match made in heaven - where exceptional service meets enduring customer relationships designed to stand the test of time.

At the heart of ATPI’s success is a clear belief that travel management is about far more than moving people from A to B; it’s about building meaningful partnerships. Like any lasting relationship, ATPI’s approach begins with listening. By taking the time to understand each client’s unique needs, challenges, and ambitions, ATPI delivers tailored solutions that feel less like transactions and more like collaborations. This customer-first mindset ensures every journey is supported by insight, empathy, and expertise.

ATPI’s service offering is thoughtfully designed to nurture these partnerships at every stage. From strategic travel management and supplier negotiations to seamless booking experiences and 24/7 global support, ATPI delivers consistency and reassurance when it matters most. Clients can rely on ATPI in both calm conditions and critical moments alike, confident that they have a partner who is proactive, responsive, and always prepared to go the extra mile.

A key part of this trusted relationship is ATPI’s perfect pairing of technology and expert teams. Clients are empowered with the insight, support, and tools they need to find the best travel solutions for their unique requirements. Digital platforms such as CrewHub and CrewLink provide visibility, efficiency, and data-driven insights, enabling informed decision-making across travel programmes. Yet technology never replaces the personal connection. ATPI’s dedicated account teams, consultants, and specialists remain central to the experience, offering expert guidance, proactive communication, and genuine care. It’s this balance, between smart solutions and warm service, that turns satisfied clients into longterm partners.

Duty of care is another cornerstone of ATPI’s service, reflecting a commitment that extends far beyond logistics. In an unpredictable travel landscape, ATPI places traveller wellbeing at the heart of every journey, supported by robust risk management, real-time tracking,

and rapid-response capabilities. This constant focus on safety builds confidence and trust, strengthening the bond between ATPI and its clients. After all, true partnership means looking out for one another, no matter the circumstances.

By seamlessly integrating advanced technology with a comprehensive duty of care strategy, ATPI enables organisations to proactively identify, manage, and mitigate travel risks. Employees remain safe, connected, and supported wherever they are in the world. Backed by expert teams available when it matters most, travellers benefit from a reliable safety net - free to focus on their work, secure in the knowledge that they are always in trusted hands.

Sustainability and responsibility also play an increasingly important part of ATPI’s client relationships. Grounded in the belief that travel remains essential but must be made more responsible, ATPI works closely with organisations to review travel behaviours and identify opportunities for improvement. Through ATPI Halo, its sustainability-focused travel suite, clients can accurately measure CO₂e emissions, access real-time carbon reporting, set customised carbon budgets, and plan meaningful reductions, with options to compensate for unavoidable emissions. This data-led, forward-thinking approach aligns travel programmes with environmental and social goals, reinforcing shared values and strengthening long-term partnerships.

What truly sets ATPI apart, however, is its people. Passionate, knowledgeable, and deeply invested in their clients’ success, ATPI’s teams bring heart to everything they do. They celebrate milestones, navigate challenges, and adapt as client needs evolve, transforming service delivery into something more meaningful - a partnership built on mutual respect and shared goals.

This Valentine’s Day, ATPI stands as a reminder that the strongest partnerships are those grounded in trust, understanding, and dedication. By combining comprehensive service offerings with genuine customer relationships, ATPI creates connections that are reliable, resilient, and truly rewarding. 