Norway Issue 2_NORWEGIAN

INTERNASJONAL VEKST

GLOBALE ENERGINYHETER KART OVER ENERGIPROSJEKTER

INTERNASJONAL VEKST JURIDISK

DEKOMMISJONERING

ARRANGEMENTER

Empowering a Safe, Skilled, and FutureReady Workforce

The global, not-forprofit skills authority for safety-critical industries.

At OPITO, our mission is clear – to be the leading global skills authority for safety-critical industries. Our purpose drives us to provide expertise and solutions that elevate safety, skills, and competence across a global workforce, creating a safer and more skilled future for all.

We work with governments, industry, and training providers to shape standards, drive workforce development, and deliver trusted qualifications across high-risk sectors worldwide.

From global safety standards and qualifications to future-focused initiatives like My Energy Future and the APTUS apprenticeship programme, we’re investing in the talent of tomorrow - ensuring workers are equipped, empowered, and ready to thrive in an evolving energy landscape.

Together, we’re building a safer, skilled future.

Velkommen til november utgaven av ‘OGV Energi Magasin’, hvor vi denne måneden ser nærmere på temaet ‘Internasjonal vekst’. En stor takk til vår forsidepartner, Proserv. På side 4 og 5 kan du lese alt om hvordan de styrker sin posisjon i Norge ved å kombinere de sterke sidene av sine to anlegg: Stavangers raske, lokale levering og Trondheims verdensledende undervannsforskning, for å kunne tilby operatører fullskala, fremtidsklare løsninger. I dette nummeret er vi også glade for å ønske velkommen bidrag fra Marwell, Elementz, Three60, Cegal, Brodies og ATPI. Resten av denne månedens utgave gir som alltid en oversikt over energisektoren i Norge, Nordsjøen, Europa, Midtøsten og USA, sammen med bransjeanalyser og prosjektoppdateringer.

PROSERV I NORGE –BYGGER VÅRT RENOMMÉ VIDERE

Norsk sokkel er et av de mest krevende områdene i verden å drifte olje- og gassfelt. Suksess avhenger ikke bare av robust teknologi, men også av tillitsfulle partnerskap med selskaper som kan støtte i alle faser av et felts livssyklus – fra tidlig utbygging til senfase og til slutt nedstengning og dekommisjonering.

Proserv er internasjonalt anerkjent for sin kontrollteknologi, subsea-kompetanse og topside-systemer. Med røtter i Norge og økende tilstedeværelse i Stavanger og Trondheim, bygger selskapet nå et rykte som en lokal, fullskala partner som leverer subsea- og topside-løsninger hånd i hånd med operatørene. Under ledelse av Norge-sjef Mirza Duvnjak og salgsdirektør Petter Eriksen viser Proserv at selskapet er mer enn en utstyrsleverandør – det er en problemløser og en langsiktig samarbeidspartner.

To sentre, ett formål

Proservs Stavanger-anlegg er hjertet i selskapets norske virksomhet. Her leveres praktiske tjenester og support, inkludert oppgradering av subsea kontrollsystemer, design og bygging av hydrauliske pumpeenheter (HPU), brønnkontrollpaneler, prøvetakingssystemer, samt en av regionens største utstyrsparker for utleie til testing og drift. Trondheim fungerer samtidig som selskapets globale forsknings- og utviklingssenter for subsea. Her utvikler ingeniørteam fremtidssikre og bakoverkompatible kontrollsystemer, adresserer utfordringer knyttet til foreldelse og baner vei for digitalisering og tilstandsovervåking av subsea-infrastruktur.

Med sine to norske sentre kan Proserv levere på operatørenes utfordringer, enten det gjelder nye HPU-er, oppgradering av aldrende kontrollsystemer eller rask mobilisering av utleieutstyr og levere løsninger som både er innovative og lokalt forankret.

Lære av operatørene: Case-studier i praksis

Forlenge levetid gjennom håndtering av foreldelse

En internasjonal operatør med et modent felt i Nordsjøen ga Proserv jobben med å løse utfordringer med foreldede kontrollsystemer. I stedet for å foreslå en kostbar og tidkrevende utskifting til et nytt kontrollsystem utviklet Proservs ingeniører i Trondheim en retrofit-løsning der ny elektronikk og kommunikasjonsprotokoller ble integrert i de gamle subsea kontrollmodulene. Resultatet ble forlenget feltlevetid, redusert CAPEX og minimal produksjonsavbrudd.

– Vi vet at operatørene er under press for å maksimere verdien av eksisterende ressurser, forklarer Petter Eriksen. – Vår tilnærming handler om målrettede, innovative tiltak som forlenger levetiden og forbedrer påliteligheten uten å tvinge frem full utskiftning av det gamle systemet. En ekstra gevinst er redusert miljøpåvirkning ved at vi gjenbruker de delene av systemet som fremdeles er pålitelige.

HPUer og kjemikalieinjeksjon for Gullfaks

På Equinors Gullfaks-felt leverte Proserv topside hydrauliske produksjons-HPUer og kjemikalieinjeksjonssystemer som nå spiller en avgjørende rolle i produksjonssikringen. Utstyret, bygget i Stavanger, oppfylte strenge NORSOK-krav og ble levert til avtalt tid, til tross for utfordrende tidslinjer. Prosjektet styrket Proservs posisjon som en pålitelig topside-partner.

Presis prøvetaking fra subsea-brønner

I samarbeid med Aker Solutions leverer Proserv en Multiphase Sampling Unit (MPSU) for et felt på norsk sokkel. Denne innovasjonen gjør det mulig for operatører å knytte inn nye brønner uten omfattende modifikasjoner på separatorsystemet, samtidig som representative prøver kan tas uten å avbryte produksjonen. Dette sparer tid, reduserer kostnader og støtter mer presise reservoarbeslutninger.

Sikkerhetskritisk støtte på boreplattform

En boreoperatør opplevde problemer med delvis blokkerte sementlinjer. Proserv mobiliserte raskt et team og utstyr for ultrahøytrykks rengjøring, noe som minimerte nedetiden og holdt operasjonen i gang slik at nye brønner kunne leveres til sluttkunden.

Disse eksemplene viser bredden i Proservs tilbud – subsea, topside, prøvetaking, utleie, service og dekommisjonering – og hvordan selskapet tilpasser løsninger til operatørenes behov.

Stemmer fra ledelsen i Norge

Mirza Duvnjak, Country Manager, understreker viktigheten av lokal tilstedeværelse: –Operatørene ønsker partnere som ikke bare forstår teknologien, men også det lokale miljøet, regelverket og realitetene ved å jobbe offshore i Norge. Våre avdelinger i Stavanger og Trondheim gir oss evnen til å reagere raskt, bygge utstyr i henhold til NORSOK-standarder og levere service uten lange forsyningskjeder. Det er en reell fordel.

Petter Eriksen, salgsdirektør og leder for forretningsutvikling, setter søkelys på operatørenes resultater: – Vår styrke ligger i vår fleksibilitet og respons gjennom hele livssyklusen – fra design og bygging, til driftssupport, oppgraderinger og håndtering av foreldelse. Vi selger ikke bare utstyr, vi samarbeider med operatørene for å redusere nedetid, senke levetidskostnader og forlenge feltlevetid. Det er grunnen til at stadig flere operatører vender seg til Proserv.

Hvorfor operatørene velger

Proserv

Samtaler med operatører og nylige prosjekter peker på fem sentrale fordeler:

Helhetlig kapasitet: Subsea-kontrollsystemer, topside-systemer, utleie, prøvetaking, offshore-tjenester – én partner for mange behov.

Lokal respons: Stavanger for rask mobilisering; Trondheim for innovasjon.

Fremtidssikring: Håndtering av foreldelse og digitalisering sikrer pålitelighet, kontinuitet og kostnadseffektivitet.

Etterlevelse av standarder: NORSOK, ISO, API, kundestandarder – det er viktig å forstå lokale og regionale krav og forventninger.

Levetids-partnerskap: Støtten slutter ikke ved levering; Proserv følger feltet gjennom tiår med drift.

Oljeindustrien i Norge balanserer mellom optimalisering av modne felt, nye utviklingsprosjekter og levetidsforlengelse, og operatørene trenger partnere som både kan levere velprøvd teknologi og innovative løsninger. Proserv har vist at de kan være nettopp en slik partner.

Investeringer i Trondheim sikrer tilgang til verdensledende løsninger, mens Stavanger

ivaretar produksjon og service lokalt og raskt. Til sammen gir dette operatørene en samarbeidspartner som kan følge dem gjennom hele reisen.

– Vi er åpne for business, men enda mer åpne for samarbeid, problemløsning og å hjelpe operatørene med å skape mer verdi, sier Mirza Duvnjak. – Vi har sterke løsninger for mindre utbygginger, tie-ins og satellitter til eksisterende felt, med kraft- og kommunikasjonsløsninger som muliggjør kostnadseffektiv drift. Selv om færre store utbygginger forventes i Norge, vil mange mindre tie-ins komme, og vi utvikler nå en smart løsning for et kostnadseffektivt subsea karbonlagringssystem.

Fra subsea retrofits til topside-HPUer, fra presis prøvetaking til dekommisjonering –Proserv i Norge viser at de kan levere på hele spekteret av operatørenes behov. Med ledelse fra Petter Eriksen og Mirza Duvnjak, og den sterke synergien mellom Stavanger og Trondheim tilbyr Proserv ikke bare produkter og tjenester men reelle partnerskap for operatørene på norsk sokkel.

I et marked preget av kompleksitet, kostnadspress og behov for pålitelighet, er Proservs budskap klart: Vi bringer tiår med erfaring, dyp lokal kunnskap og fremtidsrettet teknologi – dette gjør oss til en foretrukken partneren for operatører i den norske olje- og gassektoren. 

levetiden i hele energisektoren. For mer informasjon, se nettstedet vårt: proserv.com

Veien videre

Isolated Pipeline

Zero Energy Zone

Taper Lock Grips

Double Block & Monitor Isolation

Dual Leak-Tight Seals

Pipeline Pressure

Editorial

Design

newsdesk@ogvenergy.co.uk

+44 (0) 1224 084 114

Advertising sales@ogvenergy.co.uk

+44 (0) 1224 084 114

Jennifer McAdam

Editorial Tsvetana Paraskova

Translation Nils Koren

Leading

COMMUNITY news

AGR engaged to evaluate DNO’s North Sea reserves and resources

DNO Norge AS has awarded AGR a contract to carry out an independent evaluation of reserves and resources for the oil and gas operator’s asset portfolio.

AGR will provide DNO Norge, which is the Norwegian operation of Oslo-listed DNO ASA, with reserves and resource evaluation as part of DNO’s Annual Statement of Reserves and Resources (ASRR) year-end 2025 report. The evaluation will include assets added to DNO’s portfolio through the recent acquisition of Sval Energi. AGR has evaluated all Sval’s assets each year since 2021.

NOV awarded second contract for Argentina FLNG development

NOV has executed a contract to supply a second APL submerged swivel and yoke (SSY) system for Southern Energy SA’s floating LNG (FLNG) project in the Gulf of San Matías, offshore Argentina.

This follow-up award builds on SESA’s ongoing FLNG development plans and reflects the company’s confidence in APL’s subsea mooring and transfer solutions. The project will utilise Golar’s MK II FLNG design with a capacity of 3.5 million tpy. With two FLNG units, Argentina is expected to export up to 6 million tpy of LNG.

This project builds on APL’s joint development with Golar to evolve the SSY system for harsher environments.AM Campbell (UK) Ltd – electrical contractors.

Ocean services provider DeepOcean has been awarded a contract by Equinor to provide various subsea construction and installation activities as part of the Snorre Export and Import Gas Project (SNEIG) for offshore execution in 2026.

The SNEIG project is part of the broader Snorre Expansion Project, which aims to extend the production life of the Snorre oil and gas field – originally discovered in 1979 and operational since 1992 – beyond 2040. The Snorre field is located in the Tampen area of the northern North Sea, in water depths of 300–350 meters.

Following recent investment in its valve facility, complete service provider to the energy industry IKM Testing UK is continuing to expand its Valve Department, strengthening both its technical capabilities and the next generation of valve specialists.

At the centre of this growth is Gary Shaw, a respected industry figure with extensive experience in valve operations and testing. Having joined IKM in September 2024, Gary brings specialist expertise in In-Situ Pressure Safety Valve (PSV) testing, a method that allows set pressure verification of PSV valves while remaining live. The approach enables safe and efficient valve verification without removing the valve from service, reducing downtime and ensuring operational integrity.

Norway’s DOF Group has secured a longterm subsea services contract from BP covering work in the Atlantic region.

The three-year firm deal, with two oneyear extension options, will see DOF deploy one of its subsea vessels to support bp’s construction, installation, repair and maintenance (IRM) operations.

Offshore work under the contract is scheduled to start in the first quarter of 2026.

The contract scope includes project management, engineering, logistics and offshore execution. DOF said preparations are already underway.

Ørsted has reduced its carbon emissions by 98%, becoming the first energy company in the world to achieve its science-based 2025 decarbonisation target, the Danish firm announced on 12 November.

Renewable energy accounts for 99 per cent of the company’s energy production, while its scope 1 and scope 2 emission intensity has been reduced by more than 98 per cent compared to 2006.

As Ørsted will meet its 2025 target, it will become the world’s first energy company to complete a green transformation from fossil fuels to renewable energy, according to the firm.

DOF scores BP subsea work under multi-year contract

Ørsted Achieves 2025 Decarbonisation Target, Slashes Emissions by 98 Per Cent

DeepOcean awarded installation work on gas project by Equinor

IKM Testing UK strengthens Valve Department following facility investment and team growth

IKM is a complete service provider for the Energy Industry. The group does currently employ approx. 3 500 employees and has a budgeted revenue of 7 billion NOK for 2024.

IKM have over the years managed to combine strong growth with positive earnings. IKM have also succeeded in providing a safe work place for their employees and have become a reliable contractor for its customers.

The Orphie business of i2S is a specialist in the design of complex underwater imaging systems.

Our aim is to make underwater operations more efficient, more cost-effective and safer, thanks to our patented technology.

We save our customers time and money testing subsea assets. C-Kore can prove new installations, fault find existing ones or monitor assets in transit, all in a fraction of the time and without the manual processes of conventional testing. From factory floor to ocean floor and anywhere in-between C-Kore keeps you ahead of schedule, on budget and provides certainty in the state of your equipment.

www.c-kore.com

Film-Ocean provides innovative subsea solutions to the global offshore energy industry. We specialise in providing a turnkey managed service for the subsea inspection of floating assets and have ABS, BV, DNV and Lloyd’s approval for the inspection of the long term fixed moored system including our chain measuring equipment.

www.film-ocean.com

Dron & Dickson are specialists in integrated supply, installation and maintenance of harsh & hazardous area electrical equipment. Our UK network of wholesale branches can supply quality brand-name electrical equipment from all the leading manufacturers supported by the highest level of customer service.

www.ikm.com www.drondickson.com

Destec On-Site Services provide specialist engineering solutions across the UK and internationally, supporting a broad spectrum of industries including chemical and petrochemical, offshore, power generation (renewable and nuclear), marine, steel, mining, rail, fabrication, and vessel manufacturing.

www.destec.co.uk

At WellSense, we’re on a mission to extend the life of oil and gas fields, maximize well performance, and ensure effective well abandonment through innovative, practical solutions.

Penspen’s global teams design, maintain, and optimise energy infrastructure to improve access to secure and sustainable energy for communities worldwide.

www.penspen.com

Deepsea Technologies, Inc. specializes in the development, engineering and manufacturing of standard and customized equipment for the following applications: subsea production systems, SURF, subsea intervention, offshore & onshore drilling, and others. DTI was established in 2001 and headquartered in Houston, TX operating under an ISO 9001:2015 certified Quality Management System.

www.deepsea-tech.com/

Energioversikt Norge

Norge forventer høy olje- og gassproduksjon og budsjettinntekter fra petroleumsnæringen i statsbudsjettet for 2026, mens kraft fra land, eller elektrifisering av olje- og gassfelt, har hjulpet landet med å redusere utslippene fra oppstrømssektoren.

“Inntektene fra petroleumsindustrien er svært store og viktige for å finansiere vår velferdsstat. Inntektene i 2025 gir et grunnlag for offentlige utgifter på nærmere 20 milliarder kroner hvert år fremover. Måten vi forvalter inntektene på sikrer at de gagner både nåværende og fremtidige generasjoner,” sa energiminister Terje Aasland.

Total petroleumsproduksjon i Norge forventes å være 238 millioner standardkubikkmeter (Sm3) oljeekvivalenter i 2025. Anslaget er omtrent 1,3 prosent lavere enn i 2024, da petroleumsproduksjonen på den norske kontinentalsokkelen nådde det høyeste nivået siden 2008.

hvert som de store prosjektene fullføres, noe som kan skade den innenlandske forsyningskjeden, advarte departementet.

“Forsyningsindustrien trenger nye prosjekter fremover for å opprettholde verdiskaping, kompetanse og sysselsetting i Norge. For å oppnå dette er det avgjørende med nye utviklinger som forsyningsindustrien kan konkurrere om,» sa Aasland.

Vi vil utvikle, ikke demontere, aktiviteten på den norske kontinentalsokkelen.

“I løpet av de neste årene forventes produksjonen å holde seg på et stabilt, høyt nivå før den forventes å synke gjennom 2030-årene ettersom feltene tømmes,” opplyste Energidepartementet. “Uten fortsatt leting og investering i funn og eksisterende felt, vil olje- og gassproduksjonen på den norske kontinentalsokkelen falle betydelig.”

Norsk petroleumsproduksjon spiller en viktig rolle i å sikre energisikkerhet i Europa, bemerket minister Aasland.

Norges budsjett 2026: Forventninger til olje- og gassindustrien

Norges regjering forventer at statens netto kontantstrøm fra petroleumsaktiviteter i statsbudsjettet for 2026 vil være 664 milliarder norske kroner, eller 65,8 milliarder dollar, i 2025. Anslaget for 2026 er omtrent 521 milliarder kroner, eller 51,6 milliarder dollar, i netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomhet for Norge.

Verden og Europa vil trenge olje og gass i flere tiår fremover, og det er derfor avgjørende at Norge fortsetter å utvikle sokkelen for å forbli en stabil og langsiktig energileverandør.

«Derfor ønsker regjeringen å sikre et stabilt og forutsigbart reguleringsrammeverk, og et høyt nivå av leteaktivitet,» sa Aasland.

Pågående bygge- og utviklingsprosjekter har bidratt til et høyt aktivitetsnivå og store investeringer på kontinentalsokkelen de siste årene. Investeringene i petroleumsindustrien anslås å utgjøre 23 prosent av de totale investeringene i Norge i 2025.

Men investeringene forventes å avta etter

“Regjeringen legger til rette for fortsatt leting, økt utvinning og utvikling av funn gjennom et stabilt og forutsigbart reguleringsrammeverk,” bemerket ministeren.

“Vi vil utvikle, ikke demontere, aktiviteten på den norske kontinentalsokkelen.”

Nye retningslinjer for karbonfangst og lagring

Sokkeldirektoratet kunngjorde i november nye retningslinjer for dokumenter knyttet til lagring av CO2 på den norske kontinentalsokkelen.

Målet med å utarbeide retningslinjene er å sikre at norske myndigheter mottar statusrapporter med korrekt innhold og i riktig format.

Per oktober 2025 hadde myndighetene tildelt 14 lisenser i henhold til forskriftene om lagring og transport av CO2 på sokkelen.

I henhold til forskriftene skal lisenshavere sende inn en statusrapport til Sokkeldirektoratet innen tre måneder etter at en lete- eller utvinningslisens er innlevert, blitt forsinket eller utløper.

Statusrapporten skal gi et sammendrag av eventuelle innsamlede data, studier og tilhørende resultater, samt en oversikt over potensielle lagringssteder i lete- eller utvinningslisensen. Den skal også gi en oversikt over alt geoteknisk materiale og hvor slikt materiale lagres.

Av Tsvetana Paraskova

Strøm fra land bidrar til å redusere offshore olje- og gassutslipp med 27 prosent

Norges offshore olje- og gassindustri har sett klimagassutslipp gå ned med 27 prosent, eller med 4,1 millioner tonn, siden 2015, takket være strøm fra land som erstatning for gassturbiner ved olje- og gassfelt, opplyste Sokkeldirektoratet i en ny rapport

Klimagassutslipp fra petroleumssektoren står for omtrent en fjerdedel av Norges totale utslipp. Strøm fra land har vært det viktigste tiltaket for å redusere disse utslippene. Økningen i antall strømprosjekter fra land som har blitt godkjent siden 2020, skyldes faktorer som økte kostnader for karbondioksid (CO2).

Det pågår også arbeid med andre tiltak for å redusere utslipp fra Norges petroleumssektor. Blant disse anser industrien energieffektiviseringstiltak og redusert forbrenning som det viktigste, ifølge direktoratet.

Mellom 2020 og 2025 økte antallet felt utenfor Norge som har eller har valgt å bruke strøm fra land fra 16 til 39 når tilknyttede felt inkluderes. Ytterligere utslippsreduksjoner forventes når alle prosjektene under utvikling blir operative, opplyste den offshore regulatoren.

Overgangen til strøm fra land er godkjent på Sleipner, Njord, Draugen, Oseberg feltsenter, Oseberg Sør, Troll B og C, samt Hammerfest LNG-anlegget på land. Det er også besluttet å utvikle feltene i Yggdrasil-området med strøm fra land.

Å erstatte gassturbiner med strøm fra land har bidratt til en betydelig reduksjon i klimagassutslipp, konkluderte direktoratets rapport.

Fra 2019 til 2024 ble utslippene fra NCS redusert med 2,9 millioner tonn CO2ekvivalenter. Siden 2015 har reduksjonen utgjort 4,1 millioner tonn CO2-ekvivalenter, eller 27 prosent. Ytterligere utslippsreduksjoner forventes når alle prosjekter under utvikling tas i drift.

Mens noen mer utfordrende prosjekter for strømforsyning fra land er forkastet som ulønnsomme, pågår det for tiden studier på Balder- og Grane-feltene i Nordsjøen. Tidspunktet for en potensiell investeringsbeslutning er planlagt for 2026.

Innen alternative energiløsninger har Norges hydrogenprodusent Gen2 Energy og Tysklands energiselskap MB Energy signert en intensjonsavtale (MoU) om å samarbeide om produksjon, avtaking og distribusjon av fornybare drivstoff av ikke-biologisk opprinnelse (RFNBO)-kompatibel flytende hydrogen fra Gen2 Energys prosjektportefølje i Norge til MB Energys sluttkunder i Tyskland. Selskapene vil vurdere ulike logistikk- og

transportalternativer, med hensyn til pris samt tekniske og sikkerhetsmessige implikasjoner.

“Vårt samarbeid med MB Energy gir tilgang til det tyske markedet. Å produsere RFNBO-kompatibelt flytende hydrogen i industriell skala krever tilgang til et betydelig hydrogenmarked, inkludert Tyskland,” sa

Lena Halvari, administrerende direktør i Gen2 Energy.

“Vi er glade for å se at produksjonen og forsyningskjeden under vår utvikling kan betjene kunder som MB Energy, som ser grønt flytende hydrogen som en verdifull muliggjører for energiomstillingen.” 

Oversikt olje og gass på britisk sektor Nordsjøen

Av Tsvetana Paraskova

Fremtiden for det britiske skattesystemet for operatører i Nordsjøen, viktigheten av å bevare og skape arbeidsplasser, samt innsikt i brønner og arbeidsstyrke har vært hovedtemaer i den britiske oljeog gassindustrien i Nordsjøen de siste ukene.

Mer enn 100 britiske selskaper innen verdikjeden for energileverandører oppfordret regjeringen til å reformere Energy Profits Levy (EPL), og advarte om at uten en permanent erstatning for skatten risikerer landet å miste tusenvis flere jobber, milliarder i investeringer og kritisk forsyningskjedekapasitet som er avgjørende for Storbritannias energisikkerhet og overgang.

OEUKs Supply Chain Champion, Steve Nicol – Administrerende direktør for drift og operasjoner hos Wood, har ledet en oppfordring fra mer enn 110 selskaper til myndighetene om å samarbeide med industrien og innføre et konkurransedyktig, permanent skattesystem fra 2026, slik det ble beskrevet i finansdepartementets høring om olje- og gassprismekanismer i 2025.

“Vi er vitne til en akselerert nedgang i aktiviteten

som undergraver verdien av sektoren og den forsyningskjedekapasiteten vi trenger for vår energiframtid,” står det i det åpne brevet til Chris McDonald, statssekretær med ansvar for industri, i Department for Business and Trade.

“Jobbtap skjer i et uakseptabelt omfang, og det er et akutt behov for støttende politikk for å åpne investeringer, drive økonomisk vekst og sikre Storbritannias energiomstilling.”

En undersøkelse fra Offshore Energies UK (OEUK) har vist at mer enn halvparten, nærmere bestemt 55 prosent, av Storbritannias offshore energiselskaper har redusert antallet ansatte det siste året.

Utsiktene er fortsatt utfordrende, hvor nesten halvparten, eller 45 prosent, av de spurte selskapene som forventer å kutte ytterligere jobber i løpet av de neste 12 månedene dersom dagens politiske miljø fortsetter, ifølge den siste Offshore Energies UK (OEUK) “pulsundersøkelse” (Pulse Survey).

Undersøkelsen avslører også en økende trend der selskaper flytter fokus til utlandet, med en respondent som uttalte: «Vi ser nå aktivt etter å redusere eksponeringen mot den britiske energisektoren og flytte virksomheten utenlands, noe som reduserer britisk økonomisk aktivitet og skatteinntekter (personlig og PAYE).

Undersøkelsesdeltakerne fremhevet gjentatte ganger EPL som en kritisk barriere for investering, og ett selskap kalte det «det største problemet vi står overfor som organisasjon.

“Det er ikke bare offshore energiselskaper, våre industrielle kjerneområder og deres dyktige folk som trenger at denne skatten endres –det er hele økonomien,” sa Katy Heidenreich, OEUKs direktør for forsyningskjede og ansatte.

OEUK støttet også det felles brevet til finansdepartementet sendt av Organisasjonen for Britiske handelskammer, Aberdeen & Grampian Handelskammer og Organisasjonen for Skotske handelskammer. Brevet understreker at et forutsigbart finansregime vil sende et sterkt signal

om at Storbritannia igjen er åpent for energiinvesteringer – og dermed låse opp vekst, støtte tusenvis av verdifulle jobber og sikre milliarder i fremtidige skatteinntekter, sa kamrene.

“Hvis vi lar nedgangen i olje og gass i Nordsjøen fortsette ukontrollert samtidig som vi ikke akselererer fornybar energi, risikerer vi å skape et økende gap i jobber, investeringer og ekspertise – et gap som vil merkes i lokalsamfunn og industrier over hele Storbritannia,” sa OEUKs kommunikasjonsdirektør Natalie Coupar.

“Dette handler ikke om å velge mellom energikilder. Det handler om å sikre vår energifremtid ved å styrke både olje og gass og fornybar energi.”

Den britiske regjeringen bør unngå å påskynde nedgangen i olje- og gassproduksjonen i Nordsjøen gjennom politikk, sa det britiske parlamentets komité for skotske anliggender i en rapport i slutten av oktober.

Komiteens rapport om fremtiden til Skottlands olje- og gassindustri er konklusjonen på første del av undersøkelsen av GB Energy og overgangen til netto null.

“Nordsjøens olje- og gassindustri har vært en viktig del av Storbritannias og Skottlands økonomier, men står nå ved et kritisk veikryss ettersom produksjonen går ned og Storbritannias overgang til ren energi tar fart,” sa komiteen.

“Rapporten konkluderer med at reformer av den midlertidige skatten, som opprinnelig ble introdusert i 2022, bør gjennomføres så snart som mulig for å skape sikkerhet for bransjen.”

Patricia Ferguson, leder for komiteen for skotske anliggender (Scottish Affairs Committee), sa: “Det er avgjørende at regjeringen handler raskt for å tette dette sysselsettingsgapet, erstatte tapte jobber og sikre en smidig energiomstilling for arbeidere og lokalsamfunn. Inntil dette er tatt tak i, bør regjeringen unngå å ta beslutninger som ytterligere vil akselerere nedgangen i olje- og gassproduksjonen.”

OEUKs Workforce Insight-rapport for 2025 avslørte at Storbritannia kan skape tusenvis av arbeidsplasser, beholde økonomisk verdi og lede verden innen energi med riktige politikker, samarbeid og fokus på en integrert energiarbeidsstyrke.

I 2024 var omtrent 154 000 personer ansatt i Storbritannias offshore energisektor, inkludert roller innen olje og gass, havvind, karbonfangst og -lagring (CCS) og nye teknologier.

“Med riktige politikk og investeringer kan Storbritannia oppnå en netto økning i arbeidsplasser, og øke arbeidsstyrken innen offshore energi fra 154 000 i dag til over 212 000 innen 2030, med fortsatt vekst innen olje og gass som en sentral rolle,” sa OEUKs Heidenreich.

faste forpliktelser til å investere i brønnens helse,” sa Keith Hogg, NSTA-brønnsjef.

Regulators’ Pioneer Fund har tildelt NSTA totalt £107 000 for et prosjekt som har som mål å gjøre Nordsjødataene lettere tilgjengelige.

Finansieringen vil bli delt mellom to arbeidsstrømmer. Den ene vil lage en forbedret Geospatial Data Viewer som er ment å hjelpe brukere ved å samle datasett fra flere offentlige etater på ett sted.

Med riktige politikk og investeringer kan Storbritannia oppnå en netto økning i arbeidsplasser, og øke arbeidsstyrken innen offshore energi fra 154 000 i dag til over 212 000 innen 2030

En årlig rapport fra North Sea Transition Authority, Wells Insights, fant at brønnintervensjoner i UKCS gikk ned fra 443 i 2023 til 425 i 2024, noe som fortsatte en gradvis nedadgående trend.

Likevel viste tiltakene som ble gjennomført sterke resultater, og leverte 37,5 millioner fat oljeekvivalenter (boe) i 2024, tilsvarende 34 dager med gjennomsnittlig britisk produksjon, opplyste NSTA i rapporten. Effektiviteten forbedret seg også, ettersom intervensjonskostnadene falt fra £11 per fat i 2023 til £9,60 i 2024, mens gjennomsnittlig Brent-råoljepris var £63,10 per boe, noe som fremhever sunne fortjenestemarginer for slik aktivitet, bemerket regulatoren.

Men NSTA oppfordret også operatørene til å samarbeide med forsyningskjeden og åpne for kostnadseffektiv produksjon, samt holde brønnene i god stand for å opprettholde produksjonen og støtte leverandører.

Det finnes muligheter for å ytterligere øke produksjonen ved å målrette eksisterende felt, ettersom 30 prosent av UKCS’ brønnlager ble stengt i fjor.

“Selv om avvikling vil være neste steg for mange av disse brønnene, kan et betydelig antall bli reaktivert. Uten investeringer vil de gå tapt permanent, sammen med innenlandske reserver og ressurser,” sa NSTA.

Siden tidlig i 2024 har NSTA proaktivt engasjert seg med åtte ledende operatører for å fremme tiltak og hjelpe dem med å identifisere rundt 200 lukkede brønner som kan reaktiveres.

“Selv om det er oppmuntrende at noen brønner er satt i drift igjen, er det viktig at alle operatører tar akutte grep ved å bringe forsyningskjeden inn tidlig, legge nyttige data på bordet og gjøre

Den andre arbeidsstrømmen vil lage en AIchatbot for å hjelpe brukere med å navigere

NSTAs Open Data- og National Data Repositoryportaler, med potensiell fremtidig utvidelse til andre plattformer.

I selskapets nyheter har Vallourec fornyet sin langvarige kontrakt med en stor operatør i Nordsjøen for å levere OCTG (Oil Country Tubular Goods)-produkter, tilbehør og integrerte tjenester for offshoreoperasjoner i Nordsjøen i Storbritannia. Den flerårige, flere millioner pund store avtalen forsterker Vallourecs rolle som en strategisk partner i et av verdens mest teknisk krevende og kostnadseffektive offshore-miljøer, opplyste selskapet.

Serica Energy plc har inngått en avtale med Finder Energy om å kjøpe en eierandel på 40 prosent i P2530-lisensen for en innledende vederlag på rundt £500 000, eller rundt 650 000 dollar. Lisensen eies for øyeblikket av Finder Energy med 60 prosent eierandel og Dana Petroleum med en eierandel på 40 prosent. Lisensen inneholder oljefunnet Wagtail og de lavrisiko Marsh og Bancroft leteprospektene.

Serica opplevde imidlertid et tilbakeslag i

forsøket på å kjøpe BPs eierandel i P111og P2544-lisensene, ettersom en av lisenspartnerne, NEO NEXT, har besluttet å overta sine forkjøpsrettigheter.

“Selv om dette utfallet selvfølgelig er skuffende, var det alltid kjent som en mulighet,” uttalte Sericas administrerende direktør Chris Cox.

“Serica fortsetter aktivt å forfølge flere M&A-muligheter, samt å videreutvikle våre attraktive organiske vekstmuligheter, med mål om å diversifisere selskapets portefølje av eiendeler, øke produksjonen og skape verdi for aksjonærene.”

INEOS feiret tidlig i november 50 år for Forties Pipeline System, en bragd innen britisk ingeniørkunst som trygt har levert over 9,6 milliarder fat olje og gass. Samtidig advarte INEOS, som tidligere i år stanset investeringer i den britiske energisektoren på grunn av skattepolitikken, om at Storbritannia sløser bort sin energiuavhengighet.

Siden overtakelsen av Forties-systemet i 2017 har INEOS investert mer enn 500 millioner pund for å modernisere og forlenge levetiden godt inn på 2040-tallet, og sikret en av Storbritannias mest kritiske nasjonale infrastruktur.

INEOS advarte imidlertid om at «Storbritannias ødeleggende energipolitikk, inkludert en skattesats på 78 %, overregulering og politisk fiendtlighet mot olje og gass, avskrekker investeringer i Nordsjøen og undergraver nasjonens hardt tilkjempede energiuavhengighet”

Andrew Gardner, administrerende direktør i Ineos FPS, sa,

“Vi bør aldri undervurdere verdien av hjemmedyrket energi. Olje og gass i Nordsjøen har skapt enorm velstand for Storbritannia, og de vil forbli essensielle lenge etter 2050. Selv om vi går over til renere energiformer, vil vi fortsatt trenge pålitelig husholdningsforsyning til kraftindustrien, transporten og hjemmene." 

Energioversikt Europa

Borekontrakter og omorganiseringer av eiendeler offshore i Norge og Hellas, det nye britiske budsjettet for budprosessen for havvind, og oppdateringer om fornybare prosjekter har preget Europas energibransje de siste ukene.

Olje og gass

Den norske olje- og gassoperatøren DNO ASA har strømlinjeformet sin portefølje på norsk sokkel gjennom en bytte av flere aktiva med Aker BP ASA. Transaksjonen styrker DNOs portefølje ved å øke selskapets eierandel i Verdande-feltet i ett av selskapets kjerneområder, Norne i Norskehavet, fra 10,5 prosent til 14 prosent. Verdande er for tiden i en avansert utviklingsfase og er planlagt å starte produksjon senere i år. Til gjengjeld vil DNO overføre sin eierandel i det ikkekjernefokuserte Vilje-feltet samt interesser i Kveikje-funnet og tre letelisenser til Aker BP. Byttet er i tråd med DNOs strategi om å høygradere sin portefølje i Nordsjøen etter oppkjøpet av Sval Energi AS i juni 2025.

Eiendelbyttet styrker også Aker BPs posisjon i Alvheim-området og akselererer utviklingen av Kjøttkake-funnet, sa Aker BP. Avtalene innebærer at Aker BP overtar operatørskapet for Kjøttkake-funnet i utviklingsfasen, noe som gjør det mulig for selskapet å utnytte sine hurtigutviklingskapabiliteter for effektiv prosjektgjennomføring. Northern Ocean Ltd kunngjorde en forlengelse av kontrakten for Deepsea Bollsta med Equinor for boring på det enorme Johan Sverdrup-feltet. Som en fortsettelse av den opprinnelige faste kontraktsperioden på 2 år, er kontrakten nå forlenget med 5 måneder for å fullføre et åttebrønns program for Johan Sverdrup-enheten. Kontrakten inkluderer fortsatt fem ettårige opsjoner som Equinor kan benytte etter forlengelsen.

Vår Energi har tildelt Ocean Installer kontrakten for prosjektledelse, ingeniørtjenester, fleksible rørledninger og løfteutstyr for Balder Nextutviklingen. Denne kontrakten er det første steget i Balder Next-utviklingen, som sikrer ingeniørtjenester for gjennomføring og leveranser av fleksible produkter med lang leveringstid. Hvis prosjektets FID (Final Investment Decision) blir godkjent, forventes de resterende prosjektområdene som Ocean Installer skal tildeles, å omklassifisere hele prosjektet til en større kontraktstildeling for selskapet. I den danske delen av Nordsjøen øker produksjonen av naturgass på det ombygde Tyra-feltet, sa partneren BlueNord i en handelsoppdatering.

Tyra-senteret fortsatte opptrappingen sin og hadde et gjennomsnitt på 18,9 mboepd, noe som nådde den øvre enden av den reviderte veiledningen på 17,0 – 19,0 mboepd. September markerte den høyeste månedlige produksjonen siden omstart på 22,0 mboepd, sa BlueNord. Utenfor Hellas har ExxonMobil, Energean og Helleniq Energy inngått en farm-

in-avtale der Exxon vil kjøpe 60 prosent i Block 2-konsesjonen i det nordvestlige Joniske hav, ved siden av den italienske eksklusive økonomiske sonen (EEZ). Energean vil forbli operatør for konsesjonen under utforskingsfasen, men dersom partnerne gjør et hydrokarbontreff, vil ExxonMobil overta operatørrollen i utviklingsfasen. Block 2 er den mest modne konsesjonen i Hellas når det gjelder beredskap for utforskingsboring, sa Energean.

Lavkarbon energi

Den britiske regjeringen har kunngjort et totalt auksjonsbudsjett på 1,08 milliarder pund for havvindteknologier for Contracts for Difference (CfD) Allocation Round 7 (AR7), som industrien sier er utilstrekkelig for å maksimere mulighetene fra tilgjengelig kapasitet.

“En rekordstor mengde kapasitet er kvalifisert for AR7, og denne tøffe konkurransen vil sikre at ny kapasitet oppnås til best mulig verdi for forbrukerne, til tross for økende globale kostnadspress,” kommenterte Claire Mack, administrerende direktør i Scottish Renewables.

En rekordstor mengde kapasitet er kvalifisert for AR7, og denne tøffe konkurransen vil sikre at ny kapasitet oppnås til best mulig verdi for forbrukerne, til tross for økende globale kostnadspress

Budsjettet “vil betydelig begrense at denne verdien når frem til forbrukerne og lokalsamfunnene. Vi oppfordrer til nøye vurdering for å sikre at det endelige budsjettet best ivaretar våre langsiktige nasjonale interesser,” la Mack til.

RenewableUKs administrerende direktør for policy og engasjement, Ana Musat, sa: “Vi har en rekordstor mengde havvindkapasitet som er kvalifisert for denne auksjonen - mer enn 20 gigawatt - og det nåværende budsjettet ville bare anskaffe omtrent en fjerdedel av dette.”

Av Tsvetana Paraskova

“Gitt mengden konkurranse i årets auksjon, forventer vi å se konkurransedyktig prisede bud, så regjeringen bør justere budsjettet for å maksimere anskaffelser, noe som kan tiltrekke opptil £53 milliarder i privat investering i den britiske økonomien,” la Musat til.

Giles Dickson, administrerende direktør i WindEurope, bemerket at “Dette budsjettet risikerer å sterkt begrense veksten av havvind i Storbritannia… Det ville undergrave Storbritannias lederskap innen havvind. Og påvirke negativt hele den britiske og europeiske vindforsyningskjeden.”

Den britiske regjeringens Clean Energy Jobs Plan skaper nye muligheter for karrierer innen fornybar energi over hele Storbritannia, sa RenewableUK i en kommentar til kabinettets plan.

“Denne etterlengtede planen leverer på arbeidsgivernes krav om en sammenhengende regjeringsstrategi for arbeidsstyrken innen ren energi, og vi ser frem til å samarbeide med ministrene for å realisere ambisjonene dens,” sa Jane Cooper, RenewableUKs viseadministrerende direktør.

“Vi tar kontakt med andre bransjer som oljeog gassindustrien for å tiltrekke arbeidere til ren energi-sektoren, ettersom de har verdifull erfaring å tilby,” la Cooper til.

Separat tilbyr offshore vind industrien finansiering på opptil 25 millioner pund til hvert britiskbasert selskap som ønsker å gå inn i forsyningskjeden for offshore vind eller utvide sine eksisterende fasiliteter. Den aller første runden av den multimillion-pund store Industrial Growth Fund finansieres av vindparksutviklere som er medlemmer av Offshore Wind Industry Council (OWIC). Tilskuddene vil øke volumet av vindkraftkomponenter som produseres i Storbritannia, og skape tusenvis av høykvalitetsjobber over hele landet, sa RenewableUK.

Storbritannias karbonlagringsindustri har nådd en viktig milepæl med boringen av en vurderingsbrønn på Hewett-feltet i SørNordsjøen, for Bacton CCS-prosjektet, sa North Sea Transition Authority (NSTA) i oktober. Dette er den første vurderingsbrønnen for karbonlagring som bores på områder lisensiert av NSTA som en del av verdens første storstilte karbonlagringslisensrunde i 2023. “Karbonlagringsindustrien har gått inn i en spennende periode med gjennomføring, med to milliardprosjekter som har fått klarsignal det siste året, og som skaper tusenvis av jobber i leverandørkjeden,” sa Andy Brooks, NSTA-direktør for nye satsinger.

“Langvarige ambisjoner for denne industrien, som er avgjørende for Storbritannias energiovergang, blir raskt til virkelighet.” I selskapets nyheter har Ørsted inngått en avtale med fond forvaltet av Apollo om å selge en eierandel på 50 prosent i Hornsea

3 Offshore Vindpark i Storbritannia. Med en kapasitet på 2,9 gigawatt (GW) vil Hornsea 3 produsere nok elektrisitet til å forsyne mer enn 3 millioner britiske hjem. Byggingen av prosjektet går fremover i henhold til planen for både land- og havaktiviteter samt komponentproduksjon, sa Ørsted tidlig i november. TotalEnergies har inngått en avtale med det europeiske datasenterfirmaet Data4 om å levere fornybar elektrisitet til Data4s anlegg i Spania. Kontrakten starter i januar 2026 og varer i 10 år, og vil representere et totalt volum på 610 GWh. TotalEnergies vil forsyne Data4s fasiliteter med fornybar elektrisitet generert av spanske vind- og solparker med en kapasitet tilsvarende 30 MW, som snart starter produksjonen.

“Våre ‘Clean Firm Power’-løsninger er spesielt designet for å møte våre kunders krav når det gjelder kostnad, forbruksprofil og miljøengasjement” sa Sophie Chevalier, Senior Vice President Flexible Power & Integration hos TotalEnergies.

“Disse løsningene er basert på vår integrerte kraftportefølje, som kombinerer både fornybare og fleksible ressurser, og bidrar til å nå vårt mål om 12 % lønnsomhet i kraftsektoren.” Tysklands RWE har fullført installasjonen av fundamentene for det 1,1 GW store Thor offshore vindkraftverket i den danske Nordsjøen, som vil bli Danmarks største offshore vindpark. I september ble den siste av 72 monopæler for vindturbinene installert. RWE har nå

fullført installasjonen av de tilhørende sekundære stålkonstruksjonene - inkludert fortøyningsplasser, hovedtilgangsplattformer og interne kassetter.

Installasjonsarbeidet for turbiner er planlagt å bli gjennomført fra havnen i Esbjerg i Danmark, med start våren 2026. Thor vil bli den første havvindparken i verden som bruker 36 ståltårnturbiner som er produsert med et lavere karbonavtrykk, sa RWE. I tillegg vil noen av turbinene bli utstyrt med resirkulerbare rotorblader. Når Thor er fullt operativt i 2027, vil den være i stand til å produsere nok grønn elektrisitet til å forsyne mer enn en million danske husholdninger. Det franske grønne og fornybare hydrogenprodusentselskapet Lhyfe har åpnet sitt første kommersielle produksjonsanlegg i Tyskland, i Schwäbisch Gmünd i delstaten Baden-Württemberg. Lhyfe vil distribuere grønt hydrogen til en rekke aktører fra sitt første produksjonsanlegg utenfor Frankrike.

På en tomt på én hektar i Schwäbisch Gmünd har Lhyfe installert et anlegg som kan produsere opptil 4 tonn fornybar hydrogen per dag, med en installert kapasitet på 10 MW. Hydrogenet, produsert via elektrolyse av vann ved bruk av fornybar energi, vil bli brukt til avkarbonisering av tungtransport og industri. Innen tungtransport for eksempel, er 4 tonn fornybar hydrogen nok til å drive 100 lastebiler i rundt 400 km per dag, uten å slippe ut CO2, sier det franske selskapet. 

Olje og gassoversikt USA

USAs oljeproduksjon når rekordhøye nivåer mens Trumpadministrasjonen gjør tiltak for å lette på energi- og kraftreguleringer og

godkjenne nye LNGeksportprosjekter.

Nye regler for å slippe til industri og innovasjon

USAs energiminister Chris Wright har gitt instruksjoner til Federal Energy Regulatory Commission (FERC) om å starte regelverksprosesser for å endre et foreslått regelverk med hensikt raskt kunne akselerere tilkoblingen av store kraftkrevende enheterbelastninger, inkludert datasentre. Dette vil sette USA i posisjon til å lede innen AI-innovasjon og i revitaliseringen av innenlandsk produksjon.

Det foreslåtte regelverket tillater kunder å sende inn felles, samlokaliserte forespørsler om tilkobling av både belastning og kraftproduksjon. Det forventes også å betydelig redusere studietidene og kostnadene for oppgradering av strømnett,

samtidig som tiden som trengs for å få ekstra produksjon og strøm i drift reduseres.

Energiministeren ba også FERC om å starte arbeidet med endring av regelverket for å fjerne unødvendige hindringer for foreløpige vannkrafttillatelser. Statsråd Wrights foreslåtte regelverk klargjør at tredjeparter ikke har veto-rett over utstedelsen av foreløpige vannkrafttillatelser.

XPresident Trump og statsråd Wright har vært tydelige: USA opplever en unik økning i etterspørselen etter elektrisitet, og USAs evne til å forbli i forkant av teknologisk innovasjon avhenger av en rimelig, pålitelig og sikker energiforsyning

President Trump og statsråd Wright har vært tydelige: USA opplever en unik økning i etterspørselen etter elektrisitet, og USAs evne til å forbli i forkant av teknologisk innovasjon avhenger av en rimelig, pålitelig og sikker energiforsyning, sa USAs energidepartement.

Godkjenning av LNG prosjekter

I slutten av oktober signerte energiminister Wright den endelige eksporttillatelsen for Venture Globals CP2 LNG-prosjekt i Cameron Parish, Louisiana. Tillatelsen gir mulighet til eksport av opptil 3,96 milliarder kubikkfot per dag av amerikansk naturgass som flytende naturgass (LNG) til land uten frihandelsavtale (FTA).

“Fullføring av godkjennningen av ikke-FTA eksport for CP2 LNG vil sikre pålitelig og sikker tilgang til amerikansk energi for våre allierte og handelspartnere, samtidig som det gir godt betalte jobber og økonomiske muligheter hjemme,” sa Kyle Haustveit, visestatsråd ved Office of Fossil Energy. Ettersom flere LNG-eksportanlegg øker produksjonen og andre forventes å starte kommersiell drift i nær fremtid, styrker USA sin globale posisjon som verdens største eksportør av flytende naturgass.

Så langt i år har australske Woodside kunngjort FID for Louisiana LNG-prosjektet, med planer om å starte produksjon i 2029. Venture Global tok FID og fullførte med suksess i juli finansieringen på 15,1 milliarder

dollar for første fase av sitt tredje prosjekt, CP2 LNG, sammen med den tilhørende CP Express-rørledningen. Topp eksportør Cheniere har gjort en positiv FID for Corpus Christi Midscale Trains 8 og 9 og Debottleneckingprosjektet. NextDecade har besluttet å investere 6,7 milliarder dollar i utvidelsen av sitt Rio Grande LNG-anlegg i Texas, i den andre Rio Grande-utvidelsen kunngjort i år, mens Sempra godkjente en 14 milliarder dollar utvidelse av Port Arthur LNG fase 2. Som en stor LNGeksportør oppfordret USA, sammen med Qatar, EU til å betydelig endre eller oppheve foreslåtte selskapsreguleringer for klima som inkluderer straffer for selskaper ved manglende etterlevelse.

USA oppfordrer Europa til å revidere direktivet om aktsomhet

Statsråd Wright og Qatars statsråd for energispørsmål, Saad Sherida Al-Kaabi, sendte i oktober et brev til statsoverhodene i EU-landene angående EUs foreslåtte direktiv om aktsomhetsvurdering for selskapsmessig bærekraft (CSDDD).

I brevet uttrykte de to øverste energitjenestemennene fra USA og Qatar “dyp bekymring over den fortsatte mangelen på tiltak for å adressere de universelt anerkjente, alvorlige og legitime bekymringene som er reist av det globale næringslivet angående direktivet om aktsomhetsvurdering for selskapsmessig bærekraft (CSDDD). Spesielt dets utilsiktede konsekvenser for LNGeksportkonkurranseevne og tilgjengeligheten av pålitelig, rimelig energi for EU-forbrukere.”

“Vi har konsekvent og åpent kommunisert hvordan CSDDD, slik den er formulert i dag, utgjør en betydelig risiko for rimeligheten og påliteligheten av kritiske energiforsyninger til husholdninger og bedrifter over hele Europa,

Av Tsvetana Paraskova

og en eksistensiell trussel mot fremtidig vekst, konkurranseevne og motstandskraft i EUs industrisektor,» skrev tjenestemennene. «Vi har en oppriktig overbevisning, som allierte og venner av EU, om at CSDDD vil påføre betydelig skade på EU og dets innbyggere, da den vil føre til høyere priser på energi og andre råvarer, og ha en avskrekkende effekt på investeringer og handel.”

EU-medlemsstatene oppfordres nå til enten å oppheve CSDDD eller fjerne de mest økonomisk skadelige bestemmelsene, som direktivets ekstraterritoriale anvendelse, straffer og selskapers sivile ansvar.

I mellomtiden diskuterte Americas LNG Summit & Exhibition i Lake Charles, Louisiana, den økonomiske effekten av USAs LNG-eksportindustri. Panel deltagerne, inkludert Tim Tarpley, president for Energy Workforce & Technology Council (EWTC), ble fortalt at LNG-prosjekter fortsetter å drive økonomisk vekst, skape arbeidsmuligheter og fremme ansvarlig utvikling langs USAs Gulfkyst. USAs LNG spiller en kritisk rolle i å møte global energietterspørsel samtidig som det støtter amerikanske arbeidsplasser, investeringer og innovasjon hjemme, ifølge bransjeledere. Talerne understreket viktigheten av en sterk forsyningskjede og et forutsigbart regelverk for å holde prosjektene på sporet og opprettholde USAs posisjon som en pålitelig energipartner internasjonalt.

EWTCS Tim Tarpley fremhevet den stabiliserende effekten USAs LNGeksport har på innenlandsk produksjon og gassproduksjon, noe som igjen styrker arbeidsstyrken innen energisektoren og økonomien generelt. Tarpley understreket også behovet for reform av tillatelsesprosesser for å akselerere LNG-infrastrukturen og sikre vekst på tvers av alle amerikanske bassenger. Fordelene med LNG strekker seg langt utover enkeltprosjekter og gir muligheter gjennom hele energiverdikjeden, sa lederen av EWTCS.

Industriledet innsats for å fremme sikkerheten i overflateoperasjoner

EWTC har også offentliggjort retningslinjene for overflateoperasjoner i industrien, utviklet gjennom Well Stimulation Committee. Disse retningslinjene fyller et lenge eksisterende gap i sektoren ved å skape en enkelt referanse for håndtering av overflateoperasjoner. Utarbeidet av folk som utfører arbeidet hver dag og som kombinerer teknisk kunnskap med erfaring fra feltet, representerer retningslinjene et viktig skritt mot konsekvent, proaktiv sikkerhetspraksis på tvers av industrien, sa EWTC. Industrien må ta ledelsen når det gjelder sikkerhet i stedet for å vente på ekstern regulering, sa Ron Gusek, EWTCs nestleder og president og administrerende direktør i Liberty Energy. Proaktive standarder som dette gir industrien en sterkere posisjon og bygger offentlig tillit, la Gusek til.

Ifølge John Hutchison, distriktsleder hos ProFrac Services, skaper retningslinjene konsistens mellom serviceselskaper og operatører ved å tydeligere definere faresoner og forbedre kommunikasjonen før operasjoner starter. Tidlig samarbeid med operatører er nøkkelen til å bygge sikkerhetsfokuserte relasjoner og sikre at alle på stedet er på samme linje, bemerket Hutchison. Presidenten for Energy

Workforce, Tarpley, diskuterte i oktober fremtiden for global energi med Greater Houston Partnership og energiledere fra hele industrien og myndighetene.

Den amerikanske politikken må holde tritt med markedets realiteter, sa Tarpley, og påpekte at “Vi trenger energi. Vi trenger mye mer energi, og den erkjennelsen begynner å skje i USA og over hele verden – på begge sider av det politiske spekteret.” 

Secretary of Energy Chris Wright

Olje og gass oversikt Midt-Østen

verdens største energiarrangement, ADIPEC.

Abu Dhabi var i november vertskap for en av verdens største energikonferanser, ADIPEC, hvor store selskaper i UAE signerte strategiske avtaler og toppledere påpekte viktigheten av fortsatt investering i global olje- og gassleting og produksjon.

“Regulering uten realisme og lovgivning uten logikk vil bare svekke økonomier, hemme samfunn og drive kapital bort,” la den utøvende makten til.

“Hos ADNOC bruker vi all tilgjengelig teknologi, inkludert AI og robotikk, for å kollapse tid og øke verdi. Gjennom vårt egenproduserte selskap AIQ har vi integrert over 200 AI-brukstilfeller, fra brønnhodet til handelsgulvet. Disse verktøyene halverer uplanlagte nedstengninger og forbedrer ytelsen i hele virksomheten vår,” sa ADNOCs toppleder.

Al Jaber oppfordret også energibransjen, beslutningstakere og investorer til å «stenge ute støyen, spore signalet» ettersom geopolitikk former handel og nyhetsstrømmer og stemning påvirker markedene.

“Signalet forteller oss at usikkerhet på kort sikt er reell, mens langsiktig etterspørsel forblir sterk. Den forteller oss å balansere kostnadsdisiplin med kapitalinvestering. Hold fokuset på effektivitet, samtidig som du investerer i mennesker, teknologi og AI.”

I tillegg til ADIPEC inngikk UAE og ADNOC flere store avtaler for å drive AI-utviklingen og investere i pålitelig energi.

En flom av ADNOC-avtaler

ADNOC, Masdar, XRG og Microsoft kunngjorde tidlig i november en strategisk avtale for å akselerere utrulling av kunstig intelligens (KI) gjennom hele ADNOCs verdikjede, og for å levere energiløsninger for Microsofts globale vekst innen KI og datasentre. Samarbeidet ble kunngjort på ENACT Majlis i Abu Dhabi, foran ADIPEC.

I henhold til avtalen vil ADNOC og Microsoft sammen utvikle og implementere AI-agenter for å drive autonome operasjoner og frigjøre større effektivitet, med utgangspunkt i ADNOCs vellykkede implementering av AI-løsninger gjennom hele verdikjeden. Microsoft vil også tilby avanserte AIverktøy og videreutdanningsprogrammer, mens begge selskapene vil utforske et felles innovasjonsøkosystem for å skape transformative løsninger for energisektoren.

Krav om pragmatisk energipolitikk på ADIPEC

Sultan Ahmed Al Jaber, UAEs minister for industri og avansert teknologi samt administrerende direktør og konsernsjef for Abu Dhabis nasjonale oljeselskap ADNOC, oppfordret ledere i energibransjen, beslutningstakere og investorer til å følge UAEs eksempel og drive pragmatiske politikk og dristige partnerskap for å styrke jobbskaping, økonomisk vekst og global konkurranseevne.

Energi- og investeringspolitikk globalt bør være «pragmatisk, ikke prestativ, basert på innsikt, ikke ideologi, bygget på grunnleggende prinsipper, ikke flyktig popularitet», sa Al Jaber i sin hovedtale på

Det globale årlige kapitalinvesteringsbehovet i nett, datasentre og alle energikilder har økt til 4 billioner dollar fordi «du kan ikke drive morgendagens økonomi på gårsdagens nett», bemerket Al Jaber.

Det globale strømbehovet vil fortsette å øke gjennom 2040, ettersom kraften til datasentre firedobles, 1,5 milliarder mennesker flytter til byene, og mer enn 2 milliarder klimaanlegg kommer i drift. Luftfart vil også ta av, med den globale flyflåten som dobles fra 25 000 til 50 000 fly innen 2040.

“Som et resultat vil fornybar energi mer enn dobles innen 2040; LNG vil vokse med 50 prosent; Jetdrivstoff vil øke med mer enn 30 prosent, og oljen vil holde seg over 100 millioner fat per dag etter 2040, og brukes i økende grad ikke bare til mobilitet, men i økende grad til materialer,” sa Al Jaber.

“Det vi egentlig snakker om her er energiforsterkning, ikke erstatning.”

“Etter hvert som KI fortsetter å endre hvordan verdi skapes og forbedres på tvers av bransjer, integrerer ikke ADNOC, Masdar og XRG ikke bare KI i hvert lag av driften vår – vi utvikler også energisystemene som skal drive KI selv,” sa Al Jaber, som også er administrerende styreleder i XRG og styreleder i Masdar.

“Gjennom vårt partnerskap med Microsoft åpner vi nye muligheter for å styrke fremtiden for AI, skape bedre ytelse og fremtidssikre virksomheten vår.”

ADNOC har også inngått tre avtaler med Gecko Robotics for å utforske implementering av robotikk og AI i ADNOCs virksomhet og for å styrke fremtidig ferdighetstrening for UAE-borgere. Avtalene dekker en flerårig teknologiimplementering for ADNOC Gas, felles opplæringsprogrammer med ADNOC Technical Academy (ATA), samt utrulling av robotikk og AI-drevne analyser på tvers av ADNOCs eiendeler for å øke effektiviteten, redusere nedetid og støtte datadrevet vedlikehold.

“Det er et kappløp om å lede AI- og

Av Tsvetana Paraskova

energiøyeblikket. Og energiselskapene som vinner vil ikke bare bruke teknologi, de vil bli teknologiselskaper,” sa Gecko Roboticss administrerende direktør Jake Loosararian.

“Det finnes bare én måte å vinne dette løpet på, og det er å skaffe fysiske data ved hjelp av robotikk og låse opp menneskelig og maskinell ytelse fra AI-en som dataene driver opp.”

ADNOC har også inngått samarbeid med den ledende oljefeltleverandøren SLB for å bruke en AI-drevet produksjonssystemoptimalisering (AiPSO)plattform med initial utrulling på åtte felt.

Drevet av SLBs Lumi data- og AI-plattform og ved å utnytte Cognite Data Fusion, bruker AiPSO millioner av sanntidsdatapunkter, AI og ADNOC proprietær maskinlæring for proaktivt å overvåke og optimalisere hele produksjonssystemet, som består av tusenvis av hydrokarbonbrønner og hundrevis av prosesseringsanlegg.

Utbyggingen støtter ADNOCs ambisjon om å bli verdens mest AI-drevne energiselskap, opplyste selskapet i Abu Dhabi.

TA’ZIZ kunngjorde også to salgsavtaler med The Sanmar Group of India, en ledende produsent av PVC og spesialkjemikalier, for levering av viktige petrokjemiske råvarer. I henhold til vilkårene i de langsiktige avtalene, som varer opptil 10 år, vil TA’ZIZ levere over 350 000 tonn per år med etylendiklorid (EDC) og vinylkloridmonomer (VCM) til Sanmar. Produktene vil bli produsert i TA’ZIZ Chemicals Industrial Zone i Al Ruwais Industrial City i Abu Dhabi, og representerer første gang et av kjemikaliene er eksportert fra UAE.

Produksjonsvekst øker Saudi Aramcos fortjeneste

Aramcos evne til å tilpasse seg nye markedsrealiteter har nok en gang blitt demonstrert gjennom vår sterke prestasjon i tredje kvartal

Innen energiforsyning har ADNOC signert en 15årig salgs- og kjøpsavtale (SPA) med Shell for levering av opptil 1 million tonn LNG per år (mtpa), ADNOCs første langsiktige LNG-salgsavtale med Shell og den åttende langsiktige avtaksavtalen sikret for Ruwais LNG-prosjektet.

På ADIPEC kunngjorde TA’ZIZ tildelingen av en kontrakt på 1,99 milliarder dollar for ingeniør-, innkjøps- og konstruksjonskontrakt (EPC) til China National Chemical Engineering & Construction Corporation Seven, Ltd. (CC7), for å bygge UAEs første og blant de tre største integrerte enkeltsteds polyvinylklorid (PVC) produksjonskompleksene i verden.

Saudi Aramco, verdens største oljeselskap målt i produksjon og markedsverdi, rapporterte solide resultater for tredje kvartal, med justert nettoinntekt som økte litt sammenlignet med året før, ettersom høyere produksjon oppveide effekten av lavere oljepriser.

Saudi Aramcos justerte nettoinntekt økte til 28,0 milliarder dollar, opp fra 27,7 milliarder dollar for tredje kvartal 2024. Kontantstrømmen fra driftsaktiviteter og fri kontantstrøm økte også med omtrent 1 milliard dollar hver, til henholdsvis 36,1 milliarder og 23,6 milliarder dollar.

“Aramcos evne til å tilpasse seg nye markedsrealiteter har nok en gang blitt demonstrert gjennom vår sterke prestasjon i tredje kvartal. Vi økte produksjonen med minimale ekstra kostnader, og leverte pålitelig olje, gass og tilhørende produkter våre kunder er avhengige av, noe som drev sterk økonomisk ytelse og kvartalsvis inntjeningsvekst,” sa president og administrerende direktør Amin Nasser.

Saudi-Arabias statlige formuesfond, Public Investment Fund (PIF), og Aramco har signert et ikke-bindende term sheet som beskriver de viktigste vilkårene for at Aramco skal kjøpe en betydelig minoritetsandel i HUMAIN, et PIF-selskap, og dermed utvikle et komplett spekter av AI-kapasiteter globalt.

PIF og Aramco vil bidra med AI-ressurser, kapasiteter og talent til HUMAIN, med PIF og Aramco som aksjonærer. PIF vil fortsatt eie majoriteten av HUMAIN. Hensikten er å muliggjøre rask oppskalering av HUMAINs virksomhet for å fange verdi og akselerere veksten i AI-sektoren.

“Aramco er godt posisjonert til å utnytte muligheter fra økende energibehov knyttet til AI-vekst, ved å bruke avansert teknologi for å forbedre effektiviteten, redusere utslipp og opprettholde vår konkurranseevne som et av verdens ledende integrerte energi- og kjemiselskaper,” sa Nasser.

I Qatar har det statlige selskapet QatarEnergy tildelt Samsung C&T Corporation kontrakten for ingeniør-, anskaffelsesog konstruksjonskontrakt (EPC) for et banebrytende prosjekt for karbonfangst og -lagring (CCS) for å betjene QatarEnergys eksisterende LNG-produksjonsanlegg i Ras Laffan Industrial City.

QatarEnergy har også inngått en 17årig salgs- og kjøpsavtale (SPA) med det indiske selskapet Gujarat State Petroleum Corporation (GSPC) om levering av opptil 1 million tonn LNG per år (MTPA) til India. I henhold til vilkårene i SPA vil de kontrakterte LNG-volumene bli levert eks-skip til terminaler i India, med start i 2026.

QatarEnergy har også fullført en farm-intransaksjon med Eni, og har kjøpt en 40 prosent andel i North Rafah-leteblokken utenfor Egypt.

Avtalen, nylig godkjent av den egyptiske regjeringen, gir QatarEnergy en eierandel på 40 prosent i offshore-konsesjonen, med Eni som operatør som beholder de resterende 60 prosentene. 

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 Through the Decades:

1 YEAR AGO

1 year ago (2024):

Brent traded around US$80–81/ bbl. Prices were supported by strong post-pandemic demand, OPEC+ production management, and ongoing geopolitical risks that tightened global supply and kept the market relatively firm throughout the

5 YEARS AGO

5 years ago (2020):

Brent hovered near US$42/bbl. The extremely low price was primarily driven by the COVID-19 pandemic, which caused a historic fall in global fuel demand and briefly led to severe storage shortages and supply-chain disruptions worldwide.

10 YEARS AGO

10 years ago (2015):

Brent crude averaged around US$52–53/bbl. Prices were still recovering from the dramatic 2014 collapse, which was driven by surging U.S. shale production and OPEC’s decision not to cut output, flooding the market with excess supply.

November 2025

Brent crude trades near US $62.4 per barrel. This level reflects a recent modest rebound after a dip earlier in the week, though overall the market remains under pressure from concerns about surplus supply and slower demand growth.

Community

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 OGV Community offers its members the following growing list of benefits:

SPONSORED BY

www.eicdatastream.the-eic.com

Energy projects and business intelligence in the energy sector

The EIC delivers high-value market intelligence through its online energy project database, and via a global network of staff to provide qualified regional insight. Along with practical assistance and facilitation services, the EIC’s access to information keeps members one step ahead of the competition in a demanding global marketplace.

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.

PETRONAS ASSET RETIREMENT PROGRAMME

Dayang Enterprise is the only vendor of Petronas that is invited to bid for all three packages of for decommissioning across Sarawak, Sabah and Peninsular Malaysia. The tender, which is currently in its final evaluation stages, covers 31 platforms throughout Malaysia over three years. The contracts are expected to be awarded by Q4 2025 or H1 2026 at the latest.

MALAYSIA/VIETNAM

BUNGER ASTER FULL FIELD DEVELOPMENT

Hibiscus is planning to conduct a comprehensive evaluation to progress the Bunga Aster development with first oil expected in 2029. This decision follows the successful completion of the Bunga Aster-2 appraisal well.

HAMMERHEAD OIL FIELD (STABROEK PHASE 7HAMMERHEAD FPSO)

Since the announcement of the FID being reached in September several contracts have been awarded. MODEC has been the EPCI contract to deliver the FPSO, Saipem has EPCI contract for the subsea, umbilical, riser and flowline structures for the production facility and gas export system, and TechnipFMC has the contract for the subsea production system.

EL KING GAS DISCOVERY

bp and EGAS signed an MoU to for a new five-well drilling programme at the West Nile Delta. The new wells will be tied-back to existing facilities at WND. This programme, along with the exploration wells at El King and Fayoum are part of bp’s plans to increase production in Egypt up to 2.5 MMboe/d by 2030. Production capacity may be increased further by 2035. A second well will be drilled at El King by Q1 2026.

VIJAYAPURAM GAS DISCOVERY

Oil India has made gas discovery at Vijayapuram-2 exploration well that is located 17 km from the shoreline at a water depth of 295 m. The well was drilled to a depth of 2,650 m. The capacity of the gas discovery has not been disclosed. The Vijayapuram discovery is part of AN-OSHP-2018/1 Block under the Open Acreage Licensing Policy (OALP) in the offshore Andaman area.

RATAWI FIELD DEVELOPMENT PHASE 2

ENKA has signed a contract with TotalEnergies for the EPC of the Central Processing Facility for the project. The CPF is expected to be commissioned within three years and will have a capacity of 210,000 b/d.

ENCHOVA-PAMPO FIELDS DECOMMISSIONING (WELL P&A AND SUBSEA EQUIPMENT REMOVAL)

OceanPact has announced that it has won the EPRD tender and signed a contract worth more than 1 billion BRL with Trident Energy to work on the decommissioning project. Start of activities are planned to begin in Q1 2026 and will take up to three years to be completed. The scope of work includes the decommissioning of 630 km of flexible risers, plus small manifolds and other subsea equipment.

VOLANS GAS CONDENSATE DISCOVERY

Rhino Resources has made a gas condensate discovery via the Volans-1X exploration well. Drilling operations started back in July and were conducted utilising the Deepsea Mira semi-submersible rig. Further information covering the discoveries resources estimates will be assessed in the future.

TIBER-GUADALUPE OFFSHORE OIL FIELD

The Tiber-Guadalupe project has seen a FID reached. The development will include a floating production platform with capacity of up to 80,000b/d. BP plans to drill six wells at Tiber and link them to the facility, alongside a twowell tieback from Guadalupe field. Combined recoverable resources sum up about 350 million barrels of oil equivalent.

INDONESIA

$250 million

PT MGA Utama Energi

SEPANJANG BLOCK FSO PROJECT

PT MGA Utama Energi (MGAU) has initiated the PQ process to look for an FSO that will support reactivation operations at the Sepanjang Block on Sepanjang Island in East Java, Indonesia. The operator is expected to charter an Indonesian-flagged FSO that is not more than 20 years old. Companies interested in submitting their registration and pre-qualification documents must do so by the 6 November.

SÉPIA OIL FIELD (PHASE 2 - P-85 FPSO)

SLB has won a contract to deliver completion services and technology for up to 35 ultradeepwater wells in the phase 2 of Atapu and Sépia. Under the contract, SLB will provide advanced electric completions technologies and digital solutions to support realtime production intelligence and enhanced reservoir management.  Work is expected to commence around Q2 2026.

NAHR BIN UMAR FIELDFIELD DEVELOPMENT AND FLARE GAS PROJECT

Baker Hughes has signed an agreement with Halfaya Gas Company (HGC) to advance a flare gas recovery system at the Bin Umar gas processing plant in southeastern Iraq. The project, building on a prior MoU and pre-FEED study, will recover up to 300 MMscf/d of flared gas. The recovered gas will be converted into treated dry gas, LPG, and condensate for both domestic consumption and export.

Marine, løft og logistikk i energisektoren

Marine- og løfteindustrien vil dra nytte av økende investeringer i offshore olje og gass, ettersom produsentene ønsker å øke ressursene for å møte den økende globale energietterspørselen.

Markedet for energilogistikk har på sin side blomstret de siste månedene, ettersom oljeog LNG-eksporten fortsetter å øke, og antallet langdistansereiser øker ettersom energikjøpere må navigere gjennom geopolitiske omveltninger og sanksjonsregimer mot store oljeeksportører. Skipsfartssektoren ønsker også å gå over til renere marine drivstoff for å redusere utslipp.

Den globale offshore-forsyningen øker

Offshore-sektoren anses som nøkkelen til å bygge bro mellom energibehov og redusere utslipp i energiomstillingen, sa analytikere hos Rystad Energy tidligere i år.

Offshore olje- og gassutvikling var tidligere i ferd med å bli den globale lederen i tilbudsvekst mellom 2004 og 2012, men oppgangen og oppblomstringen av den amerikanske skiferrevolusjonen overskygget utsiktene for offshore olje og gass, sa Maierdan Halifu, regional forskningsdirektør for Nord-Amerika.

“Offshore opplever en gjenfødelse ettersom konkurranseevnen forbedres, noe som posisjonerer sektoren godt for jevn fremtidig ekspansjon, om enn i et mer beskjedent tempo enn først antatt. Denne oppblomstringen gjør at Brasil og andre bassenger i Amerika og Afrika viser sterk vekst, mens Øst-Afrika har betydelig LNGpotensial,” sa Halifu.

I fjor nådde offshore oljeproduksjonen 28,4 millioner fat per dag (bpd), noe som var nesten en tredjedel av verdens totale produksjon. Offshore gassproduksjonen var også betydelig, med omtrent 115 milliarder kubikkfot per dag (Bcfd), og sto for omtrent 30 prosent av den globale gassforsyningen, ifølge data fra Rystad Energy. For 2024 var det globale gjennomsnittet for mobile offshore boreenheter (MODU) på kontrakt 550 enheter (408 enheter for jackup, 82 for boreskip og 60 for semisub), noe som gir en markedsført

utnyttelsesrate på 88 prosent. Disse tre riggtypene boret rundt 2 600 offshore brønner tilsammen.

I fjor var det et av de laveste volumene av nye funn på to tiår, men hele 80 prosent av disse ble gjort offshore, hovedsakelig i dypvann, opplyste analysefirmaet.

Rystad Energy forventer at dypvannstilgangen vil overgå den amerikanske skiferveksten de neste årene, sa Halifu. De viktigste regionene å følge med på for fremtidig offshore råoljetilførsel er Gulf of America, Gulf of Mexico, Guyana-Surinam-bassenget, Brasils pre-saltregion med Santos- og Campos-bassengene, samt Vest-Afrika, spesielt Namibia og Angola.

“Disse områdene har hatt betydelige funn og investeringer, og forventes å bidra betydelig til global forsyning,” bemerket Halifu.

Offshore kontraktspipeline forblir sterk

Til tross for motbør i den globale oljeindustrien med forventet overskudd på produksjon på kort sikt, forblir utsiktene for offshore ingeniørteknologi, anskaffelse, konstruksjon og installasjon (EPCI) sterke fremover, sa analytikere ved Westwood Global Energy Group i en nylig utgitt offshore energiutsikt.

Etter en nedgang i 2025 forventes offshore olje- og gassinvesteringer å i gjennomsnitt utgjøre 57 milliarder dollar per år mellom 2026 og 2029. Havvind vil fortsette å dominere EPCI-forbruket, men lavere oljepriser og oppblåste forsyningskjedekostnader presser kontantstrømmen og marginene oppstrøms, noe som driver et fornyet fokus på kostnadskontroll, mener Westwood.

Spesielt innen offshore olje og gass dominerer nå nasjonale oljeselskaper (NOCs) og supermajors utsiktene for aktivitetsnivåene for fremtiden.

“For å opprettholde langsiktig vekst kan Exploration & Production (E&P)-selskaper måtte diversifisere – ved å utnytte konvensjonell leting, få tilgang til muligheter for oppdagede ressurser (DROs), forfølge M&A og utforske ukonvensjonelle scenarier. Dette vil være avgjørende ettersom markedene fortsetter å favorisere kortsiktige avkastninger,” sier Westwoods analytikere.

Samtidig har økende kostnader i forsyningskjeden forsinket noen endelige investeringsbeslutninger (FID) for offshoreprosjekter, ettersom operatører søker prisreduksjoner som svar på lavere enn forventede oljepriser.

Men en oppgang i FID-aktiviteten forventes i 2026, ifølge Westwood.

Viktige vekstmarkeder for offshore energitjenester (OES) mellom 2025 og 2029 inkluderer Saudi-Arabia, Qatar og Brasil, med ytterligere muligheter i Øst- og VestAfrika, Sørøst-Asia og Middelhavet, bemerket analytikerne.

IMO utsetter innføring av netto null-rammeverk for marine drivstoff

Skipsfartsindustrien har måttet navigere gjennom økende geopolitiske og handelsmessige spenninger i år, samtidig som den har forsøkt å rydde opp i utslippsprofilen.

Innen sektoren for marine drivstoff utsatte Marine Environment Protection Committee i Den internasjonale sjøfartsorganisasjonen (IMO) i oktober diskusjonene om vedtakelsen av Net-Zero-rammeverket med ett år, noe som effektivt utsatte vedtaket med ytterligere ett år.

Forsinkelsen vil gi medlemslandene tid til å forbedre tvetydige eller kontroversielle elementer for å lage et sterkere og mer gjennomførbart rammeverk, ifølge Rystad Energys spesialister på maritim avkarbonisering. Rystad Energys analyse har avdekket kritiske mangler i dagens Net-Zero Framework (NZF) som må adresseres for å sikre en rettferdig og bærekraftig overgang for den globale skipsfartsindustrien.

Selv før IMO kunngjorde at de utsetter innføringen av rammeverket, fant Rystad Energys forskning en betydelig forskjell mellom forventet tilgjengelighet av rent drivstoff og målrettet etterspørsel. Dette gapet, sammen med infrastrukturbegrensninger, reiser tvil om den nåværende tidslinjen for overgangen til renere drivstoff kan overholdes.

“Avkarbonisering av maritim sektor er en kompleks utfordring som går utover skipsfart, nært knyttet til det globale skiftet fra fossile brensler til fornybar energi. Våre funn tyder på at fremgangen sannsynligvis vil ligge bak IMOs nåværende forventninger på grunn av infrastrukturbegrensninger, teknologisk beredskap og sammenkoblinger av energisystemene,” sa Junlin Yu, visepresident for forsyningskjedeforskning i Rystad Energy.

“Selv om bransjen er forpliktet, krever praktiske begrensninger en realistisk tilnærming. IMO bør bruke det ekstra året til å forbedre NZF til en mer praktisk og rettferdig ramme,” la Yu til.

Miljøorganisasjonen WWF ba om at arbeidet med renere skipsfart skulle fortsette til tross for forsinkelsen i vedtakelsen av rammeverket.

“Selv om vi må vente på Net Zero Framework, finnes det andre tiltak vi kan iverksette for å bremse global oppvarming i Arktis,” sa Elena F. Tracy, seniorrådgiver for bærekraftig utvikling ved WWF Global Arctic Programme.

For Arktis betyr forsinkelsen i vedtakelsen av avkarboniseringsrammeverket at den regionale reguleringen for å redusere utslipp av svart karbon bør vurderes så snart som mulig, ifølge WWF.

“Å kutte utslipp av svart karbon fra skipsfart vil gi umiddelbare klimafordeler som bremser oppvarmingen i Arktis og forbedrer folkehelsen,” sa Tracy.

Den neste umiddelbare muligheten for mål om å redusere utslipp av svart karbon vil være i februar 2026, når IMOs underkomité for forurensningsforebygging og respons vil møtes for å diskutere polare drivstoff.

“I kjølvannet av at IMO utsatte avstemningen om vedtakelsen av Net Zero Framework, oppfordrer vi arktiske stater til å fremme konkrete forslag om polardrivstoff som vil sikre en reduksjon i arktiske og nærarktiske svartkarbonutslipp,” sa WWFs Tracy. 

Saving a million dollars on your next lower completion installation is easy when you add a little magic

Ok, so there is a little more to it than simply waving a magic wand, but the secret to more efficient lower completion deployment is about keeping things simple and utilizing smart technology.

Unquestionably, wells of the future will need to be lower cost to make sustainable business cases in ever more challenging brownfield reservoirs with smaller pockets of recoverable reserves.

In recent years, many operators have reported that the number of engineering hours per well has increased significantly. Compounding the problem is the fact that the cost per engineering hour has also increased in most regions around the world. Add this to the increased cost of completion hardware and it does not make for encouraging reading when reviewing the CAPEX budget for the project.

Thankfully there is a new solution in the completion engineer’s toolbox which is cutting completion time and saving operators millions of dollars. How can this be possible? It’s as simple as disappearing metal, or to be more precise, FADETM engineered dissolvable alloys. It may seem like magic, but behind this miraculous material lies a wealth of very clever engineering and a deep understanding of materials science.

So, what is this wonderous material and how is it used in the completion? The answer to this question will take us deep into the fundamental design principles of

well completion and its interface with the reservoir. We will be unlocking simplicity of well design to increase efficiency, minimize formation damage, increase productivity and reduce well costs.

What is FADETM engineered dissolvable alloy?

FADETM is a family of dissolvable metal alloys which dissolves or degrades when exposed to commonly used wellbore construction fluids. The alloys have been engineered to dissolve in selected fluids in a time-controlled and predictable manner. Marwell have developed a method of using these engineered materials to create a range of plugs which can be incorporated directly into the liner or into inflow control valves, sand control screens, pre-drilled liners, sliding sleeves and a number of other downhole tools.

The dissolvable materials allow for running the lower completion without an inner string as a continuous unperforated liner with pump-through capability. The plugs are then designed to disappear within hours or days when in contact with the appropriate fluid.

Marwell have an in-house laboratory for the design and testing of FADETM material and compatibility

with fluids, where an extensive database has been built up from hundreds of tests. When the FADETM plugs are combined with the TIME toe valve, they create a fully fluid activated washpipefree lower completion system.

Removing the need for washpipe

By utilizing FADETM dissolvable alloy and applying this to radial plugs installed directly into the lower completion, it is possible to create a closed liner system with full pressure integrity and the ability to circulate fluids to the toe and out into the open hole / lower completion annulus.

Having circulation capability while deploying the lower completion can aid in improved installation time and increased safety through better well control options. The FADETM plugs can withstand high temperatures and pressures of over 10,000psi, which provides the operator with the ability to pressurize the entire lower completion and activate liner hanger, mechanical open hole packers and other devices. By removing the need to run washpipe, operators are saving over 24 hours of rig time on most wells.

Enabling placement of breaker fluids

One of the benefits of having pressure integrity of the liner is that fluid trains can be pumped all the way to the toe and up the open hole annulus of the well. This allows for the precise placement of breaker systems and suitable low solids fluids, to aid in filter cake removal and mitigate screen plugging and formation damage. This simple technique is allowing operators to increase productivity from the reservoir, by improving the interface between the sandface and the completion.

Reducing completion time

The use of FADETM allows operators to utilize standard completion equipment and upgrade its functionality into a system which is greater than the sum of its parts. The controlled dissolution of the FADETM plugs provides a predictable operating window for deploying the lower completion, placing fluids in the annulus and then setting hanger and open hole packers. The TIME toe valve then permanently closes the toe (shoe) and the FADETM plugs are dissolved, at which point the well can then be placed on immediate production or injection. This improves deployment time and the cleanup time needed for flow back prior to well handover.

Installing longer lower completions in extreme ERD wells

The high differential pressure capabilities of the plugs make it possible to maintain a buoyant volume in the liner by using air or a lighter density fluid, to float the lower completion / liner into the open hole. This drastically reduces drag and enables longer completions to be run in a single trip.

The benefits of utilizing FADETM engineered dissolvable alloy are numerous and the solution can be tailored to work with many types of completion designs. The result is a simple, flexible and robust system which does not require electronics, timers or pressure pulses to activate it. Marwell’s team of expert completion advisors are helping operators around the world leverage this disruptive technology, realizing significant cost savings and performance gains. Some people say it’s like magic but to us it is the embodiment of our ‘Well-First Thinking’. With clever engineering and a deep understanding of materials science we ‘Marwellize’ lower completion designs. 

Marwell AS - Washpipe-free system with FADE dissolvable plugs and TIME chemically actuated toe valve

Breaking the tide: turning stakeholders into co-creators

Digital ambition only matters if it turns into adoption, and adoption only matters if it becomes an advantage.

An exciting new initiative from leading subsea asset integrity software company Elementz is turning the tide on how the sector embraces digital adoption.

Tide Breaker is a brand-new way to bring tech start-ups and operators together, breaking the separation that is frequently preventing AI solutions from reaching operations. Tide Breaker is where the subsea energy sector stops talking about AI and starts deploying technology that performs.

This AI accelerator turns subsea innovation into real-world impact by connecting startup companies directly with industry data, infrastructure and expertise. The initiative is backed by Elementz’s strategic advisory board Compass which is designed to foster deep collaborations with key industry leaders and drive customer-centric innovation. Supported by Aker BP, Shell and Woodside, alongside other major operators, Compass provides a dynamic forum for industry pioneers to provide critical insights, candid feedback and collaborative guidance on product strategy, usability and future innovation. Participation in Compass gives partners vital early access to innovations, working together to shape future products and create solutions that benefit individual organisations and the wider market.

Historically, traditional build-demonstratedeploy methods create wide trust, reality and adoption gaps that sometimes cause promising solutions to struggle beyond pilot scheme stage, meaning that their full value is not realised. By creating a stakeholder paradox and building an environment that keeps innovators and operators apart, there’s also a data disconnect caused by tech start-ups having limited training access to deep, diverse datasets and operators facing incomplete datasets, unexpected failures and unpredictable conditions. Start-ups often face a validation maze having created brilliant prototypes which then hit a wall of validation,

procurement and security requirements: operations want innovation, but they also need proven reliability. Integration anxiety around potential disruption and risk plus worries about operational fit create gaps that need to be bridged – and that’s exactly what Tide Breaker does.

This artificial wall is where Tide Breaker comes in, breaking it down at speed and creating opportunities instead of gaps, thanks to a participate-validate-integrate approach that sticks. Why? Because the stakeholders help to build it. Their input in defining problems being worked on with real operational datasets facilitates value through data collaboration, and solutions tested in sandboxed field conditions that mirror reality mean building what works.

More than technical progress, Tide Breaker is clearing the path to integration by creating tools that are built to enhance existing workflows and help create a blue digital ecosystem that integrates cloud-based platforms and applications are integrated for real-time data access; AI-driven solutions and analytics built on collective, trusted data sets; next generation sensors and robotics for automated and optimised data gathering; digital twins, simulation models and visualisation for operational efficiencies, and trusted, standard security protocols for secure data sharing.

By creating the momentum needed to drive the subsea sector forward, Tide Breaker will transform how AI is developed, validated and adopted across the subsea energy sector. It will enable start-ups to align with real operational challenges and provide subsea operators with proven, integrated solutions that meet evolving needs.

The project is also guided by The Data Lab, Scotland’s Innovation Centre for data, who will leverage their experience in running collaborative innovation challenges to mentor this ground-breaking work. Thanks to support from ONE Digital Tech, Tide Breaker will also benefit from connections into the region’s wider entrepreneurial ecosystem thus ensuring that the programme drives impact at scale.

The exciting initiative is already turning heads and opening doors, having shown that value can be created at every stage of the integrity cycle from strategy and planning to data collection, reporting and analysis. After all, the future of digital adoption isn’t built for stakeholders, it’s built with them.

Tide Breaker is more than technical progress: it’s clearing the path at AI integration and driving the subsea sector forward. This is what momentum looks like, and it’s here now 

THREE60 Energy Strengthens Norwegian Operations to Deliver Greater Value for Clients

Global energy services provider THREE60 Energy has announced a strengthened operational structure in Norway following a period of significant growth across its Wells and Subsurface service lines.

The move enhances integration, agility, and technical capability ensuring clients in Norway and internationally benefit from more coordinated project delivery.

The enhanced structure brings THREE60’s Drilling & Wells and Subsurface teams closer together, enabling better collaboration across disciplines and more responsive support for complex projects. By aligning expertise in geomechanics, subsurface, drilling & wells, the company is reinforcing its commitment to innovative solutions, reliability and dependable results for operators navigating the evolving energy landscape.

Marlen Vikesa Allen, Interim Managing Director of THREE60 Energy Norway, commented: “Our growth in Norway reflects the trust clients place in our people and our delivery. This reorganisation is building on that, creating a structure that ensures even greater visibility, flexibility, and follow-through. It ensures we continue to deliver the high standards and dependable outcomes our clients expect.”

As part of the strengthened framework, Tor Ellingsen has moved into a new role as Director – Core (Business), Jorunn Figenschou steps in as Director Subsurface, and Tom Dampier becomes Discipline Owner Geomechanics. These strategic appointments reflect THREE60’s commitment to strengthening its leadership and supporting continued growth across the region. 

Equinor plans 250 oil and gas exploration wells in Norway by 2035

Equinor, opens new tab will drill 250 oil and gas exploration wells in Norwegian waters in the next 10 years to fulfil a goal of sustaining output in 2035 at 2020 levels, driven by expectations of prolonged fossil fuel demand, its CEO said on Tuesday.

The Norwegian energy company plans to invest around 60 billion Norwegian crowns ($5.86 billion) annually over the next decade to maintain production levels on Norway’s ageing continental shelf, CEO Anders Opedal told an energy conference.

“This is anything but business as usual,” Opedal said. “Fighting decline on a mature shelf calls for one of the largest industrial plans Norway has ever seen.”

Global oil and gas demand could grow until 2050, the International Energy Agency said earlier this month, departing from its previous expectations of a speedy transition to cleaner fuels and predicting that the world will likely fail to achieve climate goals.

Opedal said the company had been overly optimistic about the pace at which some low-carbon technologies such as CO2 transportation and storage and floating offshore wind would take hold, reflecting a broader industry reassessment as high costs and political resistance slow the shift away from fossil fuels.

Equinor in February this year scaled back its ambitions for developing renewable energy capacity by 2030, following the lead of other major European energy companies in cutting green targets as the market for renewables sours.

“We still believe in these technologies. But we were too optimistic about how fast they would break through,” Opedal said on Tuesday.

“I am still convinced they will play a crucial role. But I am more uncertain about when,” he said.

Norwegian producer preparing to approve several new oil and gas developments

With the end of Q3 upon us and the start of a new year fast approaching, energy companies are salivating at the prospects for 2026. The global upstream sector has faced some headwinds in 2025. Market instability, increases in operational and compliance costs, and the ongoing war in Ukraine have left the sector facing a less-than-ideal performance this year. However, the new year brings a renewed sense of optimism for energy companies as they look forward to new and exciting projects.

Norwegian heavyweight preparing to approve several new upstream developments

The aforementioned optimism has been evident in Europe, with a Norwegian energy company preparing for a great 2026. Vaar Energi has sanctioned several new oil and gas projects slated for approval this year, with more planned by the end of the year, which we don’t have to tell you is only a few short weeks away.

Vaar has already approved four new projects this year, with plans to add another six by the end of the year. The company has stated that it is currently focused on the Goliat area in the Barents Sea. Vaar noted that the 10 projects have an average breakeven of less than $35 per barrel of oil equivalent, and are mostly focused on oil, as opposed to gas exploration.

Vaar stated in an earnings call with investors that the four projects that have entered the execution phase are:

• Fram Sor

• Balder phase VI

• Gudrun’s low-pressure production

• Snorre gas export

The Norwegian energy independent has noted that the six new projects set to be given Final Investment Decisions are:

• Johan Castberg Isflak

• Johan Castberg improved oil recovery

• Mikkel flow conditioning

• Balder Next

• Eldfisk North Extension

• Ekofisk previously producing fields

Vaar Energi’s plans for the new year include several smaller projects

The company has noted that the Ekofisk previously producing fields project holds special interest, as Vaar recently bought TotalEnergies’ stake in the project through a $147 million acquisition. Chief Executive Nick Walker noted in an earnings call that the 10 projects form part of a broader suite of 30 identified developments backed by alreadydiscovered resources.

Vaar’s lofty ambition is to sustain production at between 350,000 boe per day and 400,000 boepd towards the end of the decade and further afield. The company’s vast exploration program has identified five small to mediumsized commercial discoveries from 15 wells drilled in 2025.

“In terms of our exploration success, we’d always like more. But I think so far it’s a good outcome this year. And we’ve got some exciting wells to come, particularly the wells we’re drilling in the Goliat Ridge.” – Vaar Energi’s Chief Executive Nick Walker

The Goliat Ridge holds much promise for the company, and Vaar has stated that the ridge hosts a resource of more than 200 million boe of gross discovered and prospective recoverable resources. With energy companies around the world entering Final Investment Decisions for new and astonishing projects, Vaar Energi has identified a path forward that could set the company up to have a great start to 2026.

The upstream sector is growing well beyond expectations of the industry

Vaar’s impressive portfolio of projects this year is being backed up with plans to launch new ones in 2026. Crucially, Vaar has said that the company has one large highimpact exploration well in the Barents Sea that could be operational late this year or in early 2026. Upstream production across the world has been surging in recent months, as evidenced by the recent news that Egypt has opened a licensing round for the Red Sea, potentially unlocking a treasure trove of new possibilities. Vaar Energi’s plan for the sector is representative of the standing of the upstream market at the moment, and things are looking promising. 

Unlocking business insights with Cetegra: A smarter way to optimise your digital resources.

| by Julie Vonnet Product Marketing Lead, Cegal

| The cost of complexity

Managing subsurface data, petrotechnical applications, and more generic business workflows has traditionally been a balancing act between technical efficiency and cost control.

Data is power — but only if you harness it effectively. This applies to all sectors of energy from oil and gas, to renewables, power and utilities. From subsurface workflows and reservoir management to smart grid optimisation and asset monitoring, energy companies generate vast amounts of data daily.

Accessing and making sense of this data is often hindered by fragmented IT infrastructures, disconnected storage solutions, and complex system architectures that make retrieval slow and inefficient. Critical insights become buried in scattered folders, outdated archives, and disorganised file structures, while rigid licensing constraints and siloed departmental setups create further roadblocks. These inefficiencies not only reduce transparency but also lead to unnecessary operational complexity and missed opportunities for optimisation.

Cegal’s Cetegra changes this by being more than just a cloud-based digital hub for hosting and deploying applications and data; it’s a specialised business intelligence engine designed for the energy sector, transforming how companies manage resources, track software consumption, and extract value from their entire digital ecosystem.

Energy companies invest heavily in specialised software, high-performance computing, and cloud infrastructure, yet many struggle to answer a fundamental question: are they using these resources efficiently?

Cloud consumption can present a major challenge, especially when data is stored in thirdparty systems, making it hard to track usage. This lack of visibility can lead to overspending on underutilised infrastructure, draining budgets and slowing down operations.

With Cetegra, that question becomes easy to answer. The platform provides critical insights into software usage, compute consumption, and collaboration patterns, all while ensuring data remains securely within the user’s own tenant. Instead of guessing how licences are utilised or where inefficiencies lie, Cetegra brings more clarity, empowering organisations to act swiftly, rationalise resources, adjust workflows, and scale operations efficiently.

| Business insights that drive smarter decisions

1. Applications license tracking and management

How many licences are actually in use? Are teams paying for software they barely touch?

by Julie Vonnet | Product Marketing Lead, Cegal

Cetegra’s built-in tracking capabilities offer complete visibility into licence consumption, ensuring companies only pay for what they need. By identifying underutilised assets, businesses can reallocate resources, negotiate smarter contracts, and eliminate wasteful spending.

2. Optimising cloud and compute resources

Energy workflows demand significant computing power and provisioning too much or too little can be costly. Cetegra provides dynamic insights into compute usage, enabling companies to scale resources based on demand. No more overprovisioning expensive high-performance computing (HPC) environments — just the right amount of power, when and where it’s needed.

3. Data access and usage insights

With Cetegra, companies gain full visibility into who accesses what data, how often, and for what purpose. This helps decision-makers track project progress, ensure data governance, and maintain transparency across teams. By understanding data consumption patterns, organisations can refine their workflows and improve operational efficiency.

| Streamlined collaboration with silos

Beyond tracking consumption, Cetegra redefines how teams interact with digital resources. Instead of working in isolation, teams can securely collaborate within a unified ecosystem, reducing delays caused by versioning conflicts, inaccessible datasets, or scattered communication.

As an illustration, BW Energy, an oil and gas operator, leverages Cetegra as a virtual workspace that enables remote teams to work simultaneously on projects, accessing data and software without disruption.

Cetegra provides the flexibility of a cloud-based solution, allowing team members to collaborate in real time, regardless of their location, all while ensuring data security and efficient resource management.

Role-based permissions ensure that the right people have access to the right tools and information, improving both security and compliance. Manual overhead is reduced, and project delivery is accelerated by integrating existing tools and applications directly within Cetegra.

This unified approach has helped BW Energy achieve a 400% growth in its operations without adding additional IT headcount, showcasing the power of Cetegra to drive business efficiency while keeping operations streamlined and scalable.

| Turning insights into competitive advantage

In a market where efficiency directly impacts profitability, Cetegra provides companies with the tools to operate smarter. By leveraging these critical business insights, businesses can maximise the value of their digital investments. The result? Lower operational costs, improved decision-making, and a digital infrastructure that works as efficiently as your team does. Get in touch today to learn how Cetegra can optimise your operations.

Contact us | sales@cegal.com

Cegal is a specialist provider of IT and Geoscience products and services to the Energy industry.

• High-performance cloud computing

• Geoscience and data management software

• Virtual data rooms

• Business intelligence and AI services

• IT consulting and Managed Services

cegal.com

Top 250 oil and gas firms own just 1.5% of the world’s renewable power

Despite public promises by many fossil fuel firms that they are investing in the green transition, it turns out that they have made little contribution to the growth of renewable energy

Leading oil and gas companies own less than 1.5 per cent of the world’s renewable power capacity – raising questions about how committed they are to the green energy transition, despite their public claims.

Marcel Llavero Pasquina and Antonio Bontempi at the Autonomous University of Barcelona looked at ownership records of more than 53,000 wind, solar, hydroelectric and geothermal projects worldwide, as tracked by Global Energy Monitor, a non-governmental organisation. They then cross-checked these to see what proportion of them were owned by the world’s 250 biggest oil and gas companies, which are collectively responsible for 88 per cent of global hydrocarbon output.

Many fossil fuel firms have pledged to invest in renewable energy sources as the world attempts to transition away from oil and gas, but the researchers found that the top firms own just 1.42 per cent of the total operating renewable capacity globally. More than half of that – some 54 per cent – was owned via acquisitions, rather than companies developing their own projects. By calculating the total energy output of the 250 firms, the pair found that renewable power accounts for just 0.13 per cent of the energy produced by these companies.

“The results were surprising, even for me,” says Llavero Pasquina. “I knew they were playing a very little role in the energy transition. I knew it

was only for show. It was only for dressing their narrative. But I didn’t expect this low number.”

Llavero Pasquina and Bontempi are both part of a group called Environmental Justice, which aims to produce research to “study and contribute to the global environmental justice movement”. Llavero Pasquina says his campaigning position strengthens his research. “You have the biggest interest in being as rigorous as possible, because you have to convince and you have to show what’s true.”

The fact that big energy firms, which have made their name and fortunes through oil and gas exploitation, aren’t massive players in renewables is unsurprising, says Thierry Bros at Sciences Po in Paris. “At the end of the day, [the energy transition] has to be something disruptive, and it’s not going to be in the hands of those companies.”

However, Bros does believe the big energy firms are unduly promoting their work on the energy transition. “They are portraying themselves [as] doing something, but I think if they were to do something, it would be more the carbon capture and sequestration,” he says, which involves capturing carbon as it is emitted, for instance when burning fossil fuels. “They are not doing much because I think it’s completely outside their domain of expertise.”

Offshore Energies UK, an industry body that represents the UK’s offshore energy industry, including oil, gas, wind, carbon capture and hydrogen, declined to comment directly on the study’s findings. However, it pointed to a previous statement from its chief executive, David Whitehouse. “Far from being in conflict, oil and gas, wind, and emerging low-carbon technologies are part of one integrated system. It is the skills of our people, the same people who built the North Sea that will deliver this transition,” he said. 

Renewables overtake coal as world’s biggest source of electricity

Renewable energy overtook coal as the world’s leading source of electricity in the first half of this year – a historic first, according to new data from the global energy think tank Ember.

Electricity demand is growing around the world but the growth in solar and wind was so strong it met 100% of the extra electricity demand, even helping drive a slight decline in coal and gas use.

However, Ember says the headlines mask a mixed global picture.

Developing countries, especially China, led the clean energy charge but richer nations including the US and EU relied more than before on planet-warming fossil fuels for electricity generation.

‘Crucial’ turning point

Despite these regional differences, Ember calls this moment a “crucial turning point”.

Ember senior analyst Malgorzata WiatrosMotyka said it

“marks the beginning of a shift where clean power is keeping pace with demand growth”.

Solar power delivered the lion’s share of growth, meeting 83% of the increase in electricity demand. It has now been the largest source of new electricity globally for three years in a row.

Most solar generation (58%) is now in lowerincome countries, many of which have seen explosive growth in recent years.

That’s thanks to spectacular reductions in cost. Solar has seen prices fall a staggering

Turkey Emerges as a Regional Leader in Renewable Energy Expansion

Turkey’s renewable energy sector is booming, bolstering energy security and cutting reliance on imports.

99.9% since 1975 and is now so cheap that large markets for solar can emerge in a country in the space of a single year, especially where grid electricity is expensive and unreliable, says Ember.

Pakistan, for example, imported solar panels capable of generating 17 gigawatts (GW) of solar power in 2024, double the previous year and the equivalent of roughly a third of the country’s current electricity generation capacity.

Africa is also experiencing a solar boom with panel imports up 60% year on year, in the year to June. Coal-heavy South Africa led the way, while Nigeria overtook Egypt into second place with 1.7GW of solar generating capacity –that’s enough to meet the electricity demand of roughly 1.8m homes in Europe.

Some smaller African nations have seen even more rapid growth with Algeria increasing imports 33-fold, Zambia eightfold and Botswana sevenfold.

In some countries the growth of solar has been so rapid it is creating unexpected challenges.

In Afghanistan, widespread use of solarpowered water pumps is lowering the water table, threatening long-term access to groundwater. A study by Dr David Mansfield and satellite data firm Alcis warns that some regions could run dry within five to ten years, endangering millions of livelihoods.

Adair Turner, chair of the UK’s Energy Transitions Commission, says countries in

Aiming for net-zero emissions by 2053, the country has diversified its energy mix since the early 2000s and tripled renewable electricity generation over the past decade. Construction is also underway on Turkey’s first nuclear power plant.

Solar power has been a standout success. Capacity doubled between 2022 and 2024, exceeding the government’s 2025 target, with self-consumption driving most of the growth. Together, solar and wind energy have saved Turkey around $15 billion in natural gas imports. The country’s 33 GW pipeline of

the global “sun belt” and “wind belt” face very different energy challenges.

Sun belt nations – including much of Asia, Africa, and Latin America – need large amounts of electricity for daytime air conditioning. These countries can significantly reduce energy costs almost immediately by adopting solar-based systems, supported by increasingly affordable batteries that store energy from day to night.

Wind belt countries like the UK face tougher obstacles, however. Wind turbine costs have not come down by anything like as much as solar panels – down just a third or so in the last decade. Higher interest rates have also added to borrowing costs and raised the overall price of installing wind farms significantly in the last few years.

Balancing supply is harder too: winter wind lulls can last for weeks, requiring backup power sources that batteries alone can’t provide –making the system more expensive to build and run.

But wherever you are in the world, China’s overwhelming dominance in clean tech industries remains unchallenged, other new data from Ember shows.

In August 2025, its clean tech exports hit a record $20bn, driven by surging sales of electric vehicles (up 26%) and batteries (up 23%). Together, China’s electric vehicles and batteries are now worth more than twice the value of its solar panel exports.. 

storage-integrated projects now far surpasses its 2030 goal, while total renewable capacity reached 74 GW by August.

Wind power attracted $1.3 billion in investment last year, and growth is expected to continue. Meanwhile, the EU has launched a $3.22 million project to boost Turkey’s hydrogen sector. The electric vehicle market is also accelerating — sales tripled in June 2025, and China’s BYD plans a $1 billion manufacturing plant. With strong policies and foreign backing, Turkey’s clean energy transformation is gathering pace. 

Are you the right ‘fit’? Spot the green freeport’s opportunities

In June this year, the Scottish and UK Governments approved the final business case for Inverness and Cromarty Firth Green Freeport (ICFGF), paving the way to unlock up to £25 million of seed funding, which the Freeport and its participants will benefit from.

ICFGF is considered by many to be the most significant opportunity in decades for the Highlands, which opens up possibilities for businesses in the energy sector as well as other markets - to create jobs, reverse the depopulation of the region’s rural communities, and play a role in Scotland and the UK’s journey to net zero through the creation of a renewable energy hub.

The concept of a green freeport is unfamiliar territory for many, so it’s understandable that businesses are asking: “what do the opportunities look like for me?”

The good news is, the opportunities are plenty and the range is vast. Some are obvious, such as the tax driven benefits, but some are less so and arise as a knock-on effect of what others are doing in the Freeport, and the demands that are created in the commercial ecosystem.

In ICFGF itself, the facilitation of offshore wind, floating wind and green hydrogen projects has occupied much of the conversation. The fabrication, assembly and maintenance of offshore structures will require people to carry out these processes, while any plans to house a hydrogen plant at the Freeport –such as The Cromarty Hydrogen Project –will need to be powered by electricity, from whatever source is decided as most suitable.

A strong supply chain will be necessary, both on and off-site. Warehouses, factories and purpose-built yards need to be built,

while materials and equipment will require transportation into and out of, the Freeport.

People will be crucial to initial set-ups and ongoing operations – electricians, builders and the rest of the trades world too, architects, planners, and engineers. Those who specialise in data processing, analysis and reporting will play an important role, as will the marine technology sector. And for all those workforces operating on-site at ICFGF, day-to-day services will be needed - catering, electric vehicle charging stations and bus routes, to name a few.

There will be leasing and sales opportunities too, for land and property near to the Freeport or on the routes that lead to it. Whether it’s available laydown space or use of an outbuilding, businesses will need somewhere to store their tools, equipment, materials and vehicles.

And then there are the ‘less obvious’ opportunities that are on the horizon, arising indirectly from ICFGF becoming operational and attracting more people to the region. Some of that workforce will be temporary or on fixed contracts, others permanent.

What do people require? Somewhere to live or stay. Housing, hotels, guesthouses, bed and breakfasts.

They need services too. Public transport, private transport, tour operators, taxis, car hire, schools, healthcare. And then there are all the

other services and facilities that are needed on a day-to-day basis. Access to sports, leisure, and activities to enjoy during their downtime, food and drink venues, shopping facilities, entertainment… a non-exhaustive list but full of opportunity for the local region.

For businesses who provide a service locally or are considering doing so, here are four points to help you plan:

1. Pay attention to what’s happening at ICFGF to determine whether it impacts your target client base, the timing of launching a new business, or pivoting or expanding an existing service.

2. Identify what is needed to move forward – sourcing investment, seeking legal advice, investigating planning rules and permissions, training employees or hiring more people.

3. Consider how your business, service or product is currently, or can be more, green. Banks and investors are increasingly focused on supporting sustainable ventures that contribute to the UK’s net zero objectives, so be clear in how your business meets, or plans to meet, that criteria.

4. Engage with the right people. The team at ICFGF is supportive of anyone keen to be part of the Freeport’s future. Its innovation and training hub - The Powerhouse - is a good place to start having conversations. 

Are you the right ‘fit’ for the green freeport? Download our guide to identify opportunities for you and your business

Laura Petrie is a partner at Brodies LLP, specialising in the energy sector.

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.

Fueling the Future: The Rise of Hydrogen Energy

Producing green hydrogen involves using renewable energy to split water into hydrogen and oxygen. The search for sustainable energy sources is more critical than ever, and hydrogen fuel technology is proving to be a real game-changer.

This innovative technology has the potential to revolutionise global energy use. Recent advancements in hydrogen fuel cells, green hydrogen production, and international collaboration have brought about significant economic and environmental benefits.

The Promise of Hydrogen Fuel Cells

Hydrogen fuel cells have advanced greatly in recent years by becoming more efficient and durable. One of the biggest challenges used to be the high cost of platinum, which is needed for catalysts in these cells. However, with new materials reducing our reliance on platinum, fuel cells are becoming more practical for big projects. Ongoing research and development initiatives that would meet the UK R&D tax relief criteria include focusing on lowering production costs and making components reusable, which is driving hydrogen fuel to be a more competitive option compared to traditional energy sources.

Exciting advancements in electrolyser technology have made this process more efficient and less energy-intensive. R&D efforts in novel materials for electrocatalysts are helping reduce energy losses and improve hydrogen production efficiency. The field of biotechnology is also getting involved, with researchers exploring how algae and other bio-organisms can be used to generate hydrogen.

Global Implications for Energy Systems

Hydrogen fuel has the potential to transform various sectors around the world. In transportation, for instance, hydrogen fuel cell vehicles (FCVs) are becoming a major player in reducing emissions. Countries like Japan

Authored by Nikki

and South Korea are leading the charge, and big automakers are investing heavily in these clean-energy vehicles. This shift aligns perfectly with global efforts to combat climate change.

Industrial sectors are also seeing the potential of hydrogen. For instance, industries like steel production and chemical manufacturing are looking at hydrogen as a cleaner alternative to fossil fuels. Hydrogen can replace these fuels in high-temperature processes, significantly cutting down the carbon footprints of these industries and supporting global sustainability goals.

Additionally, hydrogen’s ability to store renewable energy effectively is revolutionising energy storage solutions. By converting excess renewable energy into hydrogen, ongoing research is working on stabilising power grids and ensuring a steady energy supply, even when traditional renewable sources like wind and solar are not producing energy.

Catalysts for Global Growth: International Collaborations and Investments

Around the world, governments are making bold investments in hydrogen technology. The European Union’s Hydrogen Strategy and collaborations between countries like Germany and Australia are perfect examples of this global commitment. These initiatives aim to create strong hydrogen economies and infrastructure.

The private sector is also jumping on board. Major investments from big energy companies and innovative start-ups are driving research and development. These collaborations are crucial for quickly bringing hydrogen technologies to market.

Economic and Environmental Benefits

The hydrogen sector holds the promise of not only cleaner energy but also more jobs. From research and development to manufacturing and infrastructure development, the hydrogen industry can create many new jobs, boosting local economies.

On the environmental front, using hydrogen fuel can significantly reduce greenhouse gas emissions. Predictions show that widespread use of hydrogen could drastically cut emissions, helping us meet international climate goals and creating a cleaner planet.

Furthermore, hydrogen can increase energy security by reducing our dependence on imported fossil fuels. Countries with abundant renewable resources can produce green hydrogen locally, leading to greater energy independence.

Navigating Challenges

However, this bright future for hydrogen comes with some challenges. Building a comprehensive hydrogen infrastructure for production, transportation, and storage is no small feat. Therefore, potential R&D projects such as exploring new storage methods and transportation systems to create a reliable global hydrogen network would potentially qualify for UK R&D tax relief.

Policy support is also critical. To integrate hydrogen into our energy systems smoothly, we need strong, supportive policies and regulatory frameworks. Governments must set international standards and safety protocols to facilitate this transition.

Conclusion:

A Vision for a Sustainable Future

Hydrogen fuel technology has the potential to transform how we consume energy worldwide, bringing substantial economic and environmental benefits. With recent advancements in fuel cells and green hydrogen production, we’re getting closer to making this vision a reality. Continued investment in research and development, supported by international cooperation and solid policy frameworks, is key to unlocking hydrogen’s full potential. By addressing current challenges and leveraging technological advancements, hydrogen can play a crucial role in creating a sustainable and secure energy future for everyone. 

Modare – Assistant Manager

UK contractor extends Woodside FPSOs contract

EnerMech will also service a platform offshore Australia

Aberdeen-headquartered EnerMech has been granted a further one-year contract renewal to deliver crane maintenance and integrity services across six of Woodside Energy’s assets offshore Western Australia, reinforcing a trusted partnership that has been in place since 2019.

The renewed work scope covers six offshore assets in northwest Australia, including several floating production, storage and offloading (FPSO) vessels and a fixed offshore platform.

A dedicated team of 12 EnerMech specialists will continue to manage the planning and execution of all offshore campaigns,

Rhino Resources extends Northern Ocean rig campaign off Namibia

John Fredriksen-controlled Northern Ocean, a semisub spin-off of Northern Drilling, has won more work for one of its rigs.

Oil and gas player Rhino Resources opted to amend the contract for the 2018-built Deepsea Mira awarded to the company earlier this year.

Namely, Northern Ocean won a contract in July for one firm well for Rhino, one firm well for another operator, and three optional wells, with an estimated firm duration of 112 days and a projected value of around $40m.

The rig was originally hired to drill the Volans1X exploration well in Namibia, the third successive well to be drilled on PEL85 by Rhino and its partners NAMCOR, Korres Investments, and Azule Energy. Operations started in mid-July 2025.

Rhino Resources has now decided to incorporate an additional firm well test and extend the rig contract by a total of 28 days.

maintaining 13 cranes and providing latelife asset support through inspection and integrity engineering services.

EnerMech on Thursday said this latest award — the value of which was kept under wraps — reflects Woodside’s continued confidence in its ability to deliver safe, efficient and technically robust solutions in complex offshore environments.

“We place immense value in the strength of this working relationship and recognise the importance that robust and efficient crane services have to its operations,” EnerMech chief executive Chuck Davison Jr. said.

“The knowledge developed by the local team as well as their innate understanding of complex lifting operations ensures that they are expertly placed to continue providing safe solutions that drive operational excellence.”

Jason Jeow, vice president, Asia Pacific added that the seamless collaboration between our two teams has been pivotal to this project success, with a shared appreciation of the nuances that the relevant assets pose.

EnerMech’s multi-skilled teams work across operational offshore and onshore facilities in major energy industry hubs in 26 countries. 

The additional well test will take place before the existing three optional wells.

This extension will increase Northern Drilling’s firm backlog to approximately $394m. 

DeepOcean awarded subsea tie-back contract in the UK Shell taps Halliburton for work on Nigerian gas project

Ocean services provider DeepOcean has been awarded a contract to provide subsea construction and tie-in work at a subsea field development on the UK continental shelf.

field is being developed as a subsea

DeepOcean’s scope of work includes the installation of a flexible production riser and flowline, and an umbilical connecting the host

facility to the subsea xmas tree. The scope also covers the protection of the flowline and umbilical, as well as the commissioning of the newly installed infrastructure.

“We’re delighted to announce the award of this subsea tie-back project. This award acknowledges our significant track record in subsea construction and, at a time where there is a huge focus on homegrown energy solutions, we’re proud to support our client with our specialist engineering, operational excellence and delivery certainty to realise this key project for the life extension of the existing infrastructure,” says Robin Mawhinney, managing director, DeepOcean UK.

DeepOcean’s Aberdeen office will lead the engineering and project management for the subsea construction and tie-in work scope.

Offshore operations will be executed in two phases: subsea construction and tie-in activities initially, followed by commissioning performed by a second offshore construction vessel from DeepOcean’s chartered fleet.

Wood wins a new engineering contract at major Iraqi oil field

Wood, a global leader in consulting and engineering, has secured a new contract to deliver project management and engineering services for PetroChina at the West Qurna 1 oilfield in southern Iraq – one of the world’s largest – continuing its decade long support there.

Under the contract, Wood will manage engineering, procurement and construction projects.

Located approximately 50 kilometers northwest of Basra, West Qurna 1 holds more than

20 billion barrels of recoverable reserves and is a cornerstone of Iraq’s energy infrastructure.

Ellis Renforth, President of Operations, Europe, Africa and Middle East at Wood, said:

“The West Qurna 1 field underpins the nation’s energy security and contributes significantly to its economic resilience. This contract award deepens our decade-long partnership at West Qurna 1 and reflects the continued trust placed in Wood to deliver complex energy solutions in Iraq.

“We’re proud to combine our global expertise with a strong local workforce to help support Iraq’s energy ambitions.”

The contract will be delivered by nearly 200 Wood employees based in Iraq and the United Arab Emirates..

Houston-headquartered energy services giant Halliburton has been awarded an integrated drilling and completion services contract by Shell’s Nigerian arm.

The contract, awarded by Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo), in collaboration with Sunlink Energies, is for work on the HI gas field development in OML 144.

The project will provide feed gas supply to the Nigeria LNG Train 7 facility, one of the country’s most significant ongoing gas expansion initiatives. It is located about 50 km offshore, and will supply around 10m cu m of gas per day to the Nigeria LNG plant and is expected to begin production before the end of the decade.

Under the contract, the US firm will deploy a full suite of integrated drilling and completion solutions, including automation and remote operations, designed to enhance drilling precision, efficiency, and safety in deepwater environments.

The execution and integration services across the well lifecycle will be overseen by the company’s project management team.

“Our collaboration with SNEPCo and Sunlink Energies advances the HI gas field and contributes to the future of the energy industry in Nigeria,” said Shannon Slocum, president for the eastern hemisphere at Halliburton. 

The

tieback to an existing host facility.

New research from Xodus reveals projected Australian offshore decommissioning costs

New research from global energy consultancy Xodus has revealed that the estimated cost of fully removing Australia’s offshore oil and gas infrastructure is benefiting from rising efficiency and understanding in the country’s decommissioning sector.

Australian Offshore Oil & Gas Decommissioning Liability Estimate 2025 was commissioned by the Australian Government’s Department of Industry, Science and Resources, and finds that by 2070, full removal of infrastructure in Australian Commonwealth waters is expected to cost AUS$43.6 billion, (AUS$66.8 billion when adjusted for inflation), compared with a previous 2020 estimate of AUS$61.8 billion.

The reduction reflects improved assumptions and greater accuracy in forecasting, particularly around well plugging, pipeline removal and vessel mobilisation. The estimate covers more than 700 wells, 7600 km of pipelines and 520 subsea structures.

Andrew Taylor, Head of Advisory APAC at Xodus, said: “Accurate cost forecasting is critical as Australia develops a safer and more sustainable decommissioning sector. This research gives both industry and government the tools to plan, budget and execute decommissioning more efficiently. The revised estimate not only reflects a maturing approach but provides a baseline for smarter, more collaborative strategies going forward.”

Future cost savings will likely come from better coordination, improved technologies and the development of local infrastructure. The

report also explores the cost-saving potential of aligning decommissioning campaigns with offshore wind construction activity.

The methodology assumes full removal as the default scenario and draws on Class 5 AACE estimates to account for uncertainty. Costs were calibrated regionally and reflect input from decommissioning managers across Australia’s major operators.

Based on current projections, Xodus expects significant investment in vessels, ports and recycling infrastructure will be needed to meet demand through to 2070, underscoring a key opportunity for private sector innovation and public sector planning. With over 18 years of global decommissioning experience, Xodus has supported more than 70 projects worldwide, advising governments and operators alike on sustainable asset retirement strategies.

As global focus on lifecycle accountability intensifies, the firm continues to lead with data-driven, pragmatic insight across oil and gas, decommissioning, CCUS, offshore wind and hydrogen. 

Germany’s first offshore wind farm begins

decommissioning path

Vattenfall, EWE, and RWE have kicked off the qualification phase for the decommissioning of Alpha Ventus, setting wheels in motion for the retirement of Germany’s first offshore wind farm.

With

confirming plans to decommission the site by May 2025, the consortium is now searching for contractors to undertake the complex removal of the wind farm’s components.

The scope of the contract covers the removal of all 12 wind turbines and their foundations— including six jacket and six tripod foundations – as well as the offshore substation topside and jacket.

Contractors will be responsible for the subsea cable recovery, dismantling, and recycling of all components, as well as transporting everything to shore. The project will also entail cutting the export cable at the offshore substation and removing scour protection.

Two decommissioning options have been put forward. One is the partial pile removal via mechanical separation, while the other entails full pile extraction using methods such as vibrohammer. The deal also involves the onshore disposal or recycling of components, temporary storage, logistics, and harbour support services.

Work is slated to commence in 2027 but could also begin in 2028, with the contract valued at around €50m ($59m). Invitations to tender are expected in March 2026. 

The wind farm was commissioned in 2010 and is located roughly 45 km north of Borkum Island in the North Sea.

Vattenfall

Millions of tonnes of offshore infrastructure to be decommissioned Down Under

FPSOs still likely to end up on foreign shores for dismantling

More than 2.7 million tonnes of offshore infrastructure will be decommissioned and removed from Australia’s federal waters through 2070, although floating production, storage and offloading vessels likely will still need to be sent overseas as the country has no suitably licensed dismantling facility.

New research from global energy consultancy Xodus has revealed the estimated cost of fully removing Australia’s offshore oil and gas infrastructure is benefiting from increasing efficiency and understanding in the country’s decommissioning sector.

The Australian Offshore Oil & Gas Decommissioning Liability Estimate 2025, commissioned by the Australian government’s Department of Industry, Science & Resources, found that between 2025 and 2070, full removal of infrastructure in Australian Commonwealth waters is expected to cost A$43.6 billion (US$28.25 billion) or A$66.8 billion by 2063 when adjusted for inflation, compared with a previous 2020 estimate of A$61.8 billion.

The reduction reflects improved assumptions and greater accuracy in forecasting, particularly around well plugging, pipeline removal and vessel mobilisation, noted Xodus. The estimate covers more than 700 wells, 7600 kilometres of pipelines and 520 subsea structures.

The decommissioning of wells represents the largest portion of the decommissioning liability, with an estimated cost of A$17.9 billion. This is followed closely by pipeline decommissioning, with an estimated liability of A$17.85 billion.

The report found that 61% of the decommissioning liability is off the coast of Western Australia, 23% is off Victoria and 16% is off the Northern Territory. Around 55% of the decommissioning will occur before 2040.

At least 2.7 million tonnes of infrastructure will be removed — a large portion of which is steel — that may have the potential for local recycling.

Ports suitable for decommissioning activities for fixed platforms and oil and gas infrastructure are Barry Beach Marine Terminal (BBMT) for Victorian assets, and Henderson and Onslow for Western Australian assets.

All Victorian assets, other than concrete Gravity Based Structures (GBS), are assumed to be transported to BBMT for disposal. Concrete GBS offshore Victoria are assumed to be transported to Port Kembla, the report stated.

“For west coast assets, it is assumed that Onslow can accommodate all infrastructure weighing up to approximately 400 tonnes for dismantling. Anything larger than 400 tonnes will need to be transported to Henderson, this being due to ability to handle larger structures and the requirement for a deeper draft to handle extremely large transport barges.”

The reported further noted: Andrew Taylor, head of advisory APAC at Xodus, said: “Accurate cost forecasting is critical as Australia develops a safer and more sustainable decommissioning sector. This research gives both industry and government the tools to plan, budget and execute decommissioning more efficiently.

“The revised estimate not only reflects a maturing approach but provides a baseline for smarter, more collaborative strategies going forward.”

Future cost savings will likely come from better coordination, improved technologies and the development of local infrastructure. The report also explored the cost-saving potential of aligning decommissioning campaigns with offshore wind construction activity.

The methodology assumes full removal as the default scenario and draws on Class 5 AACE estimates to account for uncertainty, added the energy consultant. Costs were calibrated regionally and reflect input from decommissioning managers across Australia’s major operators.

Based on current projections, Xodus expects significant investment in vessels, ports and recycling infrastructure will be needed to meet demand through to 2070, underscoring a key opportunity for private sector innovation and public sector planning. 

UPCOMING GLOBAL EVENTS

Mines and Money

V 2-4 December 2025

, London, UK

Offshore Wind Conference

V 28 - 29 January 2026

, Glasgow, UK

Subsea Expo

V 4-5 February 2026

, Aberdeen, UK

The Foresight Event 2026

V 4-5 February 2026

, Liverpool, UK

Scottish Energy Futures Con

V 10-12 March 2026

, Aberdeen, UK

EXA/PCEC

V 10-12 March 2026

, Perth, Australia

Building Trust in International Markets: How ATPI’s People-First Duty of Care Approach Gives Companies the Confidence to Deploy Staff Safely Across Borders

Successful international expansion depends on one crucial factor: the ability to move people confidently and safely across borders. In today’s complex geopolitical environment, ensuring that employees can travel and work securely is essential for sustaining global growth.

ATPI’s people-first duty of care approach gives organisations the confidence to deploy teams worldwide, even in challenging markets such as the Middle East. With safety, wellbeing, and support embedded into every aspect of travel management, ATPI empowers companies to focus on growth while knowing their people are protected.

A People-First Approach to Global Mobility

At the heart of ATPI’s global success lies its commitment to people. Whether deploying engineers to remote energy sites or coordinating large-scale crew rotations across continents, the company’s top priority is always the safety, wellbeing, and efficiency of travellers.

For ATPI, duty of care isn’t a policy — it’s a mindset. Every travel request, decision, and communication is guided by a proactive approach to risk management and traveller support. By combining risk intelligence, travel management, and local assistance, ATPI ensures that every traveller is informed, protected, and connected, no matter where their journey takes them.

This integrated model not only reduces risk exposure but also builds long-term trust between ATPI and its clients, giving organisations the assurance they need to expand confidently into high-growth, high-potential regions.

Global Reach, Local Expertise

ATPI’s global presence is underpinned by teams on the ground in every energy major region. This structure allows the company to deliver real-time updates, instant crisis response, and 24/7 in-house support, thus ensuring that operations continue seamlessly, even in the most challenging circumstances.

The ability to mobilise teams quickly, share intelligence instantly, and coordinate centrally gives clients peace of mind that their people, and their business are in safe hands.

Strength in Partnership: A Strategic Presence in Saudi Arabia

A cornerstone of ATPI’s Middle East operations is its joint venture in Saudi Arabia, which provides unrivalled local expertise and operational agility. This partnership strengthens ATPI’s ability to navigate the region’s evolving regulatory landscape, manage complex cross-border movements, and offer in-person support when it matters most.

For clients, it translates into smoother operations, faster response times, and trusted local insight, which provides critical advantages when doing business in a dynamic and rapidly growing market.

Confidence to Expand, Backed by Care

As organisations continue to pursue opportunities in emerging and high-growth markets, having a trusted global travel partner that prioritises people above all else has never been more vital.

ATPI’s people-first duty of care approach is more than a promise, it’s a proven strategy that enables companies to operate globally with confidence, knowing that their most important asset, their people, are supported every step of the way.

Case Study: Navigating Complex Crew Mobilisation Amid Airspace Disruptions

When sudden airspace closures in the Middle East disrupted commercial flight paths, ATPI faced the challenge of rerouting 120 crew members travelling between Erbil and Sulaymaniyah in Northern Iraq, ensuring safety and minimal delays.

With volatile airspace conditions, ATPI swiftly executed and coordinated a mobilisation plan. Mardin Airport in Turkey was designated as an alternate hub, supported by cross-border ground transfers and customs coordination. Manual hotel bookings, tailored catering, and bank transfer payments were managed precisely. Crews received layover support in Istanbul, while dynamic monitoring ensured rapid response to flight changes.

As a result, ATPI safely rerouted all 120 crew members, maintaining 100% invoice accuracy, and achieving zero escalation requirements. The operation demonstrated exceptional teamwork, precision, and resilience under pressure, earning high praise from the client’s Iraq-based teams.

Delivering Confidence Through Experience

This case underscores how ATPI’s global reach, local expertise, and people-first philosophy combine to deliver real-world results. From proactive crisis management to 24/7 operational support, ATPI empowers organisations to send their teams anywhere in the world with complete confidence.

In markets like the Middle East where success depends on agility, reliability, and trust, ATPI stands as a partner that not only moves people safely but keeps businesses moving forward. 

If you would like to find out how ATPI can help streamline your travel management, email: atpienergytravel@atpi.com

Zara Higgins, General Manager Saudi Arabia / Head of Energy – Arjaa ATPI

Bespoke

Digital

Offshore service offerings include Wellhead Maintenance and Well Integrity Management, covering Annulus Top-Ups, X-Tree Removal, Valve Refurbishment, Digital Pressure Services, Ecometers, Sealants, and HP Pump Units with Accessories.

Contact Us Today >

Competent

Personnel