Velkommen til utgave 102 Energikartet tegnes på nytt, og plattformen vår utvikler seg med det. Velkommen til første utgave av Global Energy Network (GEN)-magasinet.
Vårt fokus denne måneden er Ny Energi. Overgangen akselererer, med globale investeringer som nådde rekordhøye 2,3 billioner dollar i 2025. Ren energi handler ikke lenger bare om å konkurrere i periferien; Den driver nå all inkrementell kraftproduksjon. Vi ser denne skalaen på nært hold, særlig etter at Storbritannia nylig har sikret 1,4 GW landbasert vind-, sol- og tidevannskapasitet.
Men å skalere denne infrastrukturen krever nådeløs undervannseffektivitet. Derfor er det STR som fronter dette problemet. På innsiden forklarer Teknisk Direktør for gruppen Raymond Forsyth hvordan forsyningskjeden må bevege seg forbi komplekse eldre systemer. Han forklarer hvordan ny teknologi; som Titan Mux for skalerbare sensorlaster og SeaCast for kontinuerlig datainnsamling; Fjerne operasjonell friksjon og spare kritisk tid på fartøyet.
Tro mot vårt nye globale mandat følger dette spørsmålet kapitalen. Vi sporer den siste M&Aanalysen i Nordsjøen, undersøker Australias enorme pipeline for offshore-avvikling til en verdi av 43 milliarder dollar, og rapporterer fra grunnen om LNG-boomen i Midtøsten. Navnet på omslaget har endret seg, men vårt fokus på å levere solid, kommersiell markedsintelligens består.
Utvikling av undervannsteknologi gjennom erfaring, innovasjon og global rekkevidde
Av Raymond Forsyth, Teknisk direktør – STR Gruppen
Etter hvert som energiprosjekter offshore beveger seg inn på dypere farvann, tøffere miljøer og stadig mer komplekse driftsmiljøer, blir bransjens forventninger til undervannsteknologi fundamentalt omdefinert.
Det som tidligere ble ansett som avansert kapasitet, er nå et grunnleggende krav, med økende etterspørsel etter løsninger som er designet for skalering, enkel tilrettelegging og langsiktig operasjonell effektivitet fra starten av.
Hos STR er dette et område vi kjenner godt. I flere tiår har vi støttet offshore-operasjoner innen olje og gass, fornybar energi, telekommunikasjon og oseanografisk sektor. Denne brede driftserfaringen gir oss et unikt perspektiv på de faktorene som virkelig driver pålitelighet, effektivitet og ytelse i et offshoremiljø. Det er denne innsikten som former hvordan vi designer, kvalifiserer og tar i bruk ny teknologi.
Denne filosofien gjenspeiles i to av våre nyeste teknologier, TitanMux og SeaCast. Selv om de dekker ulike driftsbehov, ble begge utviklet med samme mål: å fjerne ineffektivitet, forbedre påliteligheten, redusere risiko og hjelpe kundene med å gjøre mer med hjelp av mindre, uansett hvor i verden de jobber.
Forenkling av undervannsintegrasjon med hjelp av TitanMux
Selv om sensorintegrasjon lenge har vært et friksjonspunkt, forblir fjernstyrte undervannsfartøy sentrale i inspeksjon,
vedlikehold og byggeaktiviteter. Opp igjennom årene har vi gjentatte ganger sett hvordan kompleks kabling, vanskelig tilgjengelige enheter og lange installasjonstider kan redusere oppetid, skape mulige feilsituasjoner og til syvende og sist, øke driftskostnadene.
TitanMux ble utviklet, basert på direkte innspill fra kunder, for å foreta en grunnleggende omstilling av tilnærmingen til hvordan integrasjonen av undervannssensorer kan gjøres. I stedet for å gradvis forbedre eldre systemer, har vi satt oss som mål å fjerne strukturell kompleksitet ved selve kilden, forenkle hvordan sensorer integreres, redusere systemets sårbarhet og muliggjøre skalerbare, høydensitets belastninger i forbindelse med moderne ROV-operasjoner. En tidlig TitanMuxbruker har uttalt:
"STRs støtte, profesjonalitet, proaktive tilnærming og teamsamhold er eksepsjonell, også ved å kontinuerlig tilføre en verdi som kommer i tillegg til utstyret i seg selv."
Denne tilbakemeldingen reflekterer at TitanMux er mer enn bare et verktøy, det representerer et stort skifte i operasjonell effektivitet.
Fleksibilitet var et kjerneprinsipp i designet. Arkitekturen til TitanMux, som er basert på
en høy båndvidde, støtter et bredt spekter av dataforbindelser, noe som gir klientene mulighet til å konfigurere sensorer og belastninger for å passe seg inn mot de spesifikke målene med oppdragene. Den intelligente strømstyringen, som inkluderer overvåking av produksjon av AC- og DC strøm, smartsikring og mykstartkontroll, gir forbedret beskyttelse til integrert utstyr og forlenger systemets totale levetid.
Resultatet er en kompakt, undersjøisk grensesnittplattform, som kan støtte opptil 20 sensorer, noe som er en bransjeledende kapasitet basert på størrelse. Laget for å kunne brukes i krevende offshore-miljøer, er TitanMux som standard plassert i en enhet laget av titanium og er sertifisert til en dybde på opptil 6 000 meter. Robust forsegling og koblingsspesifikasjon reduserer på en betydelig måte risikoen for svikt ved vanninntrengning, noe som forbedrer påliteligheten samtidig som ikkeplanlagt nedetid offshore minimeres.
På overflaten kan klientene overvåke og administrere ytelsen via en intuitiv 12-tommers berøringsskjerm og et skreddersydd nettlesergrensesnitt, med avansert diagnostikk som støtter sanntidskonfigurasjon og proaktiv feilsøking. For våre kunder betyr dette raskere mobilisering og en mer strømlinjeformet tilnærming til undervannsaktivitetene.
Kontinuerlig innhenting av kritiske data blir gjort mulig med SeaCast
Effektivitet over overflaten er like kritisk som pålitelighet under overflaten. Profilering av lydhastighet er fortsatt et grunnleggende krav for offshore undersøkelser, men tradisjonelle metoder fortsetter å avbryte driften, noe som tvinger fartøy til å stoppe mens utstyr settes ut og hentes opp. Fra vår erfaring med å støtte undersøkelsesteam over hele verden, observerte vi denne ineffektiviteten og dens konkrete innvirkning, ikke bare på sikkerhet og utslipp, men også på tiden fartøyene var i bruk, og også tilhørende kostnader.
SeaCast ble utviklet for å endre på dette. Som et kompakt, autonomt profileringssystem for lydhastighet, muliggjør SeaCast en kontinuerlig, sanntids datainnsamling mens fartøyet er i drift. Den leverer høyoppløselige lydhastighetsprofiler fra dybder over 300 meter ved fire knops fart og over 200 meter ved seks knops fart. Denne raske utsendingen og innhentingen, som er fullført på under ti minutter, reduserer arbeidsmengden og fjerner mulige risikoer knyttet til manuell håndtering.
Lettvektsdesignet og den intuitive programvaren muliggjør effektiv mobilisering og integrasjon på tvers
av et bredt spekter av plattformer, fra konvensjonelle undersøkelsesfartøy til ubemannede overflatefartøy.
Fordelene er umiddelbare for kundene. SeaCast gir vanligvis rundt fire timers tidsbesparelse per dag, noe som reduserer prosjektkostnader og drivstofforbruk betydelig, samtidig som det øker den totale effektiviteten og sikkerheten.
Teknologi utformet basert på erfaring og tett samarbeid med kundene, og levert globalt
Selv om utviklingen av innovativ teknologi er essensiell, er det like viktig å sikre at den fungerer pålitelig i felten. Hos STR ligger styrken vår ikke bare i ingeniørfaget, men også i vår evne til å støtte utstyret gjennom hele dets operative livssyklus.
Denne egenskapen styrkes av vårt globale nettverk av teknologi- og tjenestebaser, inkludert Aberdeen og Great Yarmouth i Storbritannia, Akrehamn i Norge, Houston i USA, Perth i Australia, Singapore, og UAE som representerer vår siste ekspansjon til Midtøsten. Disse strategisk plasserte knutepunktene gjør det mulig for oss å støtte offshore-prosjekter uansett hvor de opererer, og gir mulighet for rask mobilisering, lokal teknisk ekspertise og ensartede servicestandarder på tvers av regioner.
Våre globale aktiviteter gir mer enn bare rekkevidde, de gir virkelig forståelse. Prosjekter i ulike miljøer, gir tilbakemelding vedrørende operative erfaringer tilbake til vår teknologiutvikling, og skaper et ”sløyfebasert” system hvor innovasjon er basert på kontinuerlig dokumentert ytelse.
Ved å integrere utleie, service og interne ingeniøraktiviteter, sikrer vi at løsningene våre utvikler seg i tråd med globale bransjebehov.
Leveranser av smartere offshoreoperasjoner over hele verden
År for år fortsetter vi å investere tungt i forskning og utvikling, som en del av et langsiktig teknologisk veikart, med fokus på å levere komplementære systemer som adresserer reelle operasjonelle utfordringer og skalerer på tvers av globale offshoreoperasjoner.
Etter hvert som den globale offshoresektoren fortsetter å vise vekst på tvers av fornybar energi, olje og gass, karbonfangst og fremvoksende infrastruktur for energiløsninger, vil behovet for sma yggere og mer effektive undervannsteknologier bare øke.
Ved å kombinere ingeniørkompetanse med operasjonell erfaring og global støtte, hjelper vi kundene med å frigjøre større verdier fra sine eiendeler. Enten det gjelder å forenkle sensorintegrasjon med TitanMux eller muliggjøre ”slankere”, mindre krevende undersøkelsesoperasjoner med SeaCast, forblir vårt fokus det samme: å levere ferdig utviklet teknologi som fungerer i den virkelige verden.
For STR handler innovasjon ikke bare om å introdusere nye produkter. Det handler om å utnytte operativ informasjon tilegnet over flere tiår, for å definere hvordan neste generasjon av undervannsegenskaper skal se ut, og levere teknologi som setter nye forventninger og krav til ytelse, pålitelighet og effektivitet under overflaten.
The Remote Tecno Plug® provides fail-safe double block and monitored isolation of pressurised pipelines while the system remains live and at operating pressure.
size range: 10” - 56”
max pressure: 200bar / 2900psi
Block & Monitor Isolation
Zero-Energy Zone
compliant Dual Leak-Tight Seals
Editorial newsdesk@globalenergynetwork.net
+44 (0) 1224 084 114
Design Jennifer McAdam jen.mcadam@globalenergynetwork.net
Advertising sales@globalenergynetwork.net
+44 (0) 1224 084 114
Editorial Tsvetana Paraskova Tran slation Nils Koren
THREE60 Energy, Innovair and Oil States Announce Strategic Alliance for Caisson Integrity Management
THREE60 Energy, Innovair, and Oil States are pleased to announce a strategic alliance to deliver integrated solutions for caisson integrity management in the global oil and gas sector. The collaboration combines proven inspection, engineering, and repair expertise to provide a seamless, end-to-end service that enhances safety, assures compliance, optimises operational efficiency, and reduces lifecycle cost and complexity for operators.
The alliance builds on THREE60 Energy’s Engineering, Procurement, Construction & Commissioning (EPCC) capabilities, Innovair’s advanced inspection technologies, and Oil States’ field experience in repair and installation.
Proserv HIPPS Technology Unlocks Infrastructure-Led Tieback for Zephyrus Deepwater Development
Field-proven pressure protection enables faster, lower-emissions path to first oil in the Gulf of America
Proserv, the global controls technology specialist, has helped unlock a commercially viable, infrastructure-led development for Beacon Offshore Energy’s Zephyrus field through the deployment of its High Integrity Pressure Protection System (HIPPS) subsea controls.
Beacon and its partners have signed a production handling agreement to tie the Zephyrus field back to existing subsea infrastructure in the Mars Corridor. By leveraging established facilities, the development is expected to reduce emissions, lower capital expenditure, and accelerate time to first oil.
NETWORK news
Hunting PLC – Organic Oil Recovery Pilot Test Result
Hunting PLC, the global precision engineering group, today notes the stock exchange announcement issued by Buccaneer Energy PLC, which details the pilot test results using Hunting’s Organic Oil Recovery enhanced oil recovery solution.
As noted in the announcement, production within the oil wells reported a 100% uplift and reduced the water cut to zero. Buccaneer Energy notes that the OOR technology will be rolled out across other wells within its portfolio.
Hunting is delighted with this successful pilot treatment, which highlights the impact that the Company’s OOR solution has on oil production.
Does AR7 signal a turning point for the UK offshore wind supply chain?
Following a turbulent few years, with supply-chain bottlenecks, higher interest rates, and the rapid sector retreat of oil and gas supermajors – Allocation Round 7 (AR7) has provided offshore wind with a very welcome sense of momentum.
This latest upsized round is supporting an unprecedented 8.4GW of offshore wind capacity—equivalent to around £22bn of new investment into the UK’s clean energy transition.
This has been, in my opinion, skewed deliberately towards larger projects, close to existing infrastructure and with large integrated developers, namely RWE and to a lesser extent SSE – both organisations with strong balance sheets, proven delivery capability, and established supply-chain relationships.
Cegal Delivers Critical IT Asset Transition Project for Tenaz Energy
When Canadian company Tenaz Energy acquired a major portfolio of offshore assets from NAM, a Shell and ExxonMobil joint venture, in the Dutch North Sea in late 2024, the company faced a formidable IT challenge.
With just a small team in Calgary and limited internal IT staff, Tenaz needed to assume full operational control of 25 platforms, the WGT pipeline and a gas treatment centre in Den Helder, which handles half of Dutch gas flows. The transition required not only the migration of 1.6PB of engineering and subsurface data but also taking full control of complex legacy IT systems and onboarding of former NAM/Shell staff, all under a tight deadline for operational handover by May 1st 2025.
Venterra, the offshore wind services group, has significantly strengthened its presence in Asia Pacific with the expansion and opening of an enhanced Oceanscan facility in Singapore, marking a major investment in regional capability to support clients across the offshore energy sector.
Oceanscan has operated in Singapore for several years; the new, larger facility represents a step-change in scale and capability. It provides expanded office, storage, testing and mobilisation space, reflecting growing client demand and Venterra’s long-term commitment to the region’s offshore wind and wider energy sector.
HCS is a Scottish engineering company that has built up a very successful reputation over the last 20+ years to manufacture high-quality, bespoke equipment. We have an extensive manufacturing capability. Our engineering talent is renowned in the oil & gas sector for their design and manufacturing of IWOCS, production control systems and subsea assemblies.
www.hcs-control-systems.com
The Oceanscan Group, a member of Venterra Group Plc, headquartered in Aberdeen UK, has subsidiary companies based in Lowestoft, Inverurie, Beccles, and Cannock in the UK. Internationally, we've established offices in Houston, USA and Singapore.
UK-based energy engineering and management consultancy with a global portfolio of projects, and an extensive network of experienced engineers and project managers. Our head office is in Aberdeen, where we connect with authorities and suppliers as part of a worldrenowned energy supply chain.
Established in 1986, Fibron has become widely recognised as a leading supplier of bespoke umbilicals, cables and terminations to some of the most complex and challenging projects across the globe. We have broad experience across many different sectors and have a particular strength in the development of prototypes.
www.fibron.com
Paratus Commercial Services Limited was established with the primary purpose of providing training, consultancy, and support for small to medium sized businesses. Our aim being to help these businesses effectively prepare for commercial activities such as sales/bidding opportunities and supply chain management, sharing valuable insights, strategies, and cautionary advice across different sectors.
For over 35 years, Red Rooster Lifting has been specialising in the supply, hire and servicing of the best powered lifting equipment and load-measuring solutions in the world. Our vision has been clear from day one: look after every client’s lifting and load-measuring requirements by delivering consistently high-quality service, safety and integrity.
The UK partnership brings together BlueFloat Energy and Nadara with the aim of contributing to a world-leading floating offshore wind industry in the UK, combining innovative technology with a plan to attract and grow a skilled workforce and stimulate a thriving local supply chain.
www.bluefloat.com
Trusted corporate finance advisors with deep sector knowledge, working across the fast evolving energy landscape, worldwide.
www.gneiss.energy
Welcome to Subco Engineering, where we redefine the engineering landscape with our mantra: “Engineering, on-demand.” At Subco, we specialise in delivering fixed scope workpacks, providing a seamless and efficient solution to the fluctuating demands of engineering projects.
UK
Energioversikt for Storbritannia
Storbritannias energivalg og fremtiden for offshoreindustrien i Nordsjøen forble de viktigste temaene i den britiske olje- og gassektoren i de to første månedene av året.
Mensdebatt og kontrovers fortsetter, lanserte den britiske industriregulatoren en ny Data and Digital Strategy som gjelder for resten av tiåret, mens serviceselskaper signerte store avtaler for nøkkeleiendeler utenfor Storbritannia.
Storbritannia trenger en omstart av energistrategien—ikke en som setter forpliktelsen til netto null innen 2050 til side, men en som er forankret i økonomiske realiteter og endret geopolitisk landskap, sa analytikere ved Tony Blair Institute i et nytt dokument i februar.
Først og fremst må Storbritannia prosjektere en finanspolitisk forutsigbarhet for investorene, slik Norge gjør, ettersom energi fra olje og gass virksomheten i Nordsjøen vil forbli en viktig nøkkelressurs for Storbritannia i flere tiår fremover, hevder artikkelen.
"Realiteten er at olje og gass vil forbli en del av Storbritannias energimiks i mange år fremover. Målet bør selvfølgelig være å øke andelen av den britiske økonomien som drives av elektrisitet i raskt tempo; For øyeblikket er det litt over en femtedel," ifølge dokumenter.
"Men selv i de mest ambisiøse netto nullscenarier vil olje og gass være nødvendig for å drive den britiske økonomien frem til 2050 og tiden videre etter dette tidspunktet."
Storbritannia må endre sin energistrategi slik at olje- og gassindustrien i Nordsjøen blir holdt i live og også styrke sin egenproduserte energiforsyning, opplyste instituttet.
"I en verden med økende energibehov, strammere offentlige finanser og intens geopolitisk konkurranse, har Storbritannia ikke råd til å behandle innenlandsk produksjon som et moralsk signal i stedet for en strategisk ressurs," sa avisen.
En stabil og investeringsvennlig tilnærming til Nordsjøen vil også styrke Storbritannias overgang til netto null på flere måter.
For det første opprettholder og sikrer olje og gass virksomheten i Nordsjøen finansiell kapasitet i en tid hvor offentlige finanser er begrenset, ved å bevare investeringer og den langsiktige skatteinntekten fra aktivitetene i Nordsjøen. Dette styrker den økonomiske kapasiteten, reduserer presset på husholdningene og gjør den bredere overgangen mer overkommelig og politisk bærekraftig.
import og forbedre motstandskraften mot internasjonale markeds- og geopolitiske sjokk. Selv når britisk produksjon synker, vil landet fortsette å konsumere olje og gass i flere tiår fremover. Å la innenlandsk produksjon falle raskere enn etterspørselen øker bare eksponeringen mot internasjonale markeder og geopolitisk risiko, uten å redusere globale utslipp, sier instituttets analytikere.
Videre vil støtte til olje og gass virksomheten i Nordsjøen også hjelpe til med en kontrollert overgang for arbeidstakere, regioner og forsyningskjeder. Brå politiske endringer som undergraver investeringer, akselerer ikke prosessen med avkarbonisering. I stedet destabiliserer de lokalsamfunn, svekker enighet og svekker basis industrien som trengs for neste fase av energiomstillingen, sa artikkelen, og gjentok bekymringer uttrykt av mange bransjeorganisasjoner og store industrielle forbrukere av energi.
Til slutt, «Fra et klimarealistisk perspektiv er renere innenlandsk produksjon å foretrekke fremfor «outsource» utslipp samtidig som man hevder territoriell fremgang,» sa instituttet.
"Storbritannia kan trekke mange lærdommer fra Norges tilnærming. Dette betyr ikke nødvendigvis lavere skatt, men langsiktig stabilitet og forutsigbarhet, samt muligheter for fulle investeringsfradrag innenfor et klart definert finanspolitisk rammeverk – selv ved høye totalskatter," skrev analytikerne.
"Storbritannia trenger en omstart. Ikke for å ta landet bort fra klimaambisjonene (målet om netto null innen 2050 må stå fast), men for å implementere tilnærmingen som vil gjøre disse ambisjonene til virkelighet: en energistrategi basert på økonomi, systemytelse og politisk holdbarhet," sier de. Offshore Energies UK (OEUK), den ledende bransjeorganisasjonen for offshoreindustrien, har oppfordret alle politiske partier til å stå samlet bak Skottlands offshore energisektor før valget i mai. Uten umiddelbar tverrpolitisk støtte risikerer Skottland å miste både sikker egenprodusert energi og den bredere industribasen som er avhengig av den, sa OEUK.
Av Tsvetana Paraskova
Da vil en sterk industri redusere Storbritannias eksponering mot netto
Med 128 400 skotske jobber knyttet til offshore energiproduksjon og kritiske forsyningskjeder som strekker seg over havner, produksjonsanlegg, ingeniørfirmaer og fremvoksende lavkarbonteknologier, oppfordrer OEUK partene til å sette pragmatisme foran politisk polarisering.
Energioversikt for Storbritannia
"Avkarbonisering må levere en ny industriell revolusjon," sa OEUKs administrerende direktør David Whitehouse.
"Det betyr en støtte til innenlandsk oljeog gassproduksjon, skape et finansielt og regulatorisk rammeverk som oppmuntrer til investeringer og godkjenning av Rosebank og Jackdaw samtidig som vi bygger våre fornybare energikilder som er i verdensklasse, reformerer overføringsavgiftene raskt, forplikter seg til karbonlagring ved Acorn og støtter Skottlands industrisektor," la Whitehouse til.
OEUKs viktigste krav til de skotske politikerne inkluderer å fremme en energibasert tilnærming til Skottlands industrielle fremtid; favorisere pragmatisk, kontinuerlig tilgang til hjemmedyrket olje og gass industri; anerkjenne og støtte opp om den offshorebaserte energiforsyningskjeden som en strategisk industriell ressurs; fremme Skottland som global leder innen ansvarlig avvikling; og endre fortellingen om uunngåeligheten av jobbtap.
Separat ønsket OEUK velkommen funnet fra British Geological Survey (BGS), som viser at den sentrale Nordsjøen har et ikkeutnyttet potensiale til å bli et nøkkelområde for lagring av karbondioksid (CO2) på kontinentalsokkelen.
Det ubenyttede potensialet under den sentrale Nordsjøen ligger i omfattende sandsteinsformasjoner i regionen, sa BGS i rapporten. Flere lag av stablede paleogene sandsteinsenheter representerer en enorm potensiell ressurs for CO₂lagring, med en teoretisk kapasitet på mer enn 10 milliarder tonn, noe som kan utgjøre omtrent en fjerdedel av områdets totale regionale lagringskapasitet.
som Pipeline Works Authorisation (PWA), Well and Installation Operator Service (WIOS) og Energy Pathfinder har redusert belastningen på industrien.
For tiden fremover mener NSTA at eierskap, integrasjon og styring av data må forbedres, mens det fortsatt er et gap innen digitale løsninger og datakompetanse, på tvers av energisektoren offshore og med farten i utviklingen av teknologien innad i NSTA.
NSTAs ambisjon er å tilby en integrert oversikt over UK Continental Shelf (UKCS) hvor regulatoren kan forstå dagens situasjon, vurdere fremtidige konsekvenser av beslutninger og scenarier, og benytte prediktive analyser sett med flere øyne og perspektiver.
Formålet og hensikten med data- og digital fremgang er å «samle data og digitale verktøy for å informere og forbedre strategiske beslutninger som støtter britisk energiproduksjon og sikkerhet, driver utslippsreduksjoner og akselerer omstillingen til en bærekraftig energifremtid», sa NSTA.
I kontrakts- og selskapsnyheter har Wood sikret seg en ny 16-måneders kontraktsforlengelse med Shell U.K. Limited for teknisk personell og ingeniørstøttetjenester på viktige installasjoner i det sørlige Nordsjøen.
Fortsatte investeringer, et tett
samarbeid mellom industri og myndigheter, og et klart regulatorisk rammeverk vil være avgjørende for å realisere dette potensialet.
"Hvis denne tilnærmingen gjøres på en effektiv måte, kan den ikke bare støtte Storbritannias klimaforpliktelser, men også posisjonere landet som en global leder innen CCS (karbonfangst og -lagring)," sier OEUKs energipolitiske direktør, Enrique Cornejo, i en kommentar til rapporten fra BGS.
"Fortsatte investeringer, et tett samarbeid mellom industri og myndigheter, og et klart regulatorisk rammeverk vil være avgjørende for å realisere dette potensialet."
North Sea Transition Authority (NSTA) har publisert NSTA Data and Digital Strategy 2026–2030, som beskriver hvordan regulatoren vil bruke digitale systemer og data for å støtte britisk energiproduksjon og sikkerhet, drive frem utslippsreduksjoner og akselerere energiomstillingen.
Ledet av grunnpilarene i den forrige NSTA Digital Strategy 2020–2025, har fokuset flyttet seg til å adressere eldre applikasjoner og bygge nye produkter sammen med partnere, for å gjøre data mer tilgjengelig.
NSTAS Digital Energy Platform ble styrket ved digitalisering av nøkkelprosesser, modernisering av eldre applikasjoner og opprettelse av National Data Repository (NDR). Nå i offentlig eie, kjører NDR på en sky-basert plattform og har vokst mer enn 100 ganger siden 2019, med over én million filer tilgjengelig for gjenbruk. Nye tjenester
Over 150 Woodspesialister vil arbeide på gassplattformene Leman og Sole Pit offshore. Disse er tilknyttede normalt ubemannede installasjoner (NUI), Kroonborg walk-towork (W2W) fartøyet og den Shell-drevne Bacton Gas Plant.
Bacton er knyttet opp til det nasjonale overføringssystemet og bidrar med opptil 33 prosent av Storbritannias gassforsyning.
AF Offshore Decom har signert en kontrakt med Ithaca Energy for ingeniørarbeid, mottak, rengjøring, demontering og resirkulering av en flytende lagringsenhet (FSU) fra den britiske sektoren av Nordsjøen. Fartøyet har en totalvekt på omtrent 24 000 tonn og vil bli mottatt ved AF Environmental Base på Vats (AFEBV) i 2026.
Boskalis Subsea Services, en undervannsleverandør av avviklings, IRM og byggeløsninger, har lansert en ny samarbeidsbasert leveringsmodell, 'The Decommissioning Collective', designet for å endre hvordan avvikling av undervannsinfrastruktur planlegges og gjennomføres i Nordsjøen.
Ved å benytte seg av mer enn tyve års erfaring fra avvikling av undervannssystemer, opprettet Boskalis Subsea Services The Decommissioning Collective for å møte en av bransjens mest tilbakevendende utfordringer: ineffektivitet drevet av isolerte tidsplaner, ulike standarder og kortsiktige beslutninger.
Nå kan deltakende operatører, gjennom The Decommissioning Collective, tilrettelegge seg mot felles arbeidsmetoder, standardiserte prosedyrer og koordinert planlegging, sa Boskalis Subsea Services.
EU
Energioversikt Europa
Leieavtaler for leting utenfor Hellas, oppstart av nye felter og kontrakter utenfor Norge, og den rekordstore auksjonsrunden for britiske solenergi og landbaserte vind prosjekter har vært omtalt i Europas energiindustri de siste ukene.
Olje og gass
Den amerikanske olje- og gassgiganten Chevron Corporation og HELLENiQ ENERGY signerte i februar leieavtaler med regjeringen i Hellas, som vil gjøre det mulig å starte leting på fire blokker utenfor Middelhavslandet.
Blokkene ligger sør for Kreta (Sør-Kreta 1, Sør-Kreta 2) og innenfor Peloponnes (sør for Peloponnes, og blokk A2). Konsortiet, hvor Chevron har 70 prosent driftsandel og HELLENiQ ENERGY 30 prosent, ble valgt etter en internasjonal anbudskonkurranse utlyst av den greske regjeringen i 2025.
I henhold til vilkårene i leieavtalene vil konsortiet gjennomføre 2D- og 3D-seismisk letearbeid i fase én av leieavtalene, for å vurdere potensialet for hydrokarboner i områdene.
"Med vår ekspertise innen utvikling av olje- og gassprosjekter over hele verden, har Chevron ressursene, erfaringen og teknologien til å utvikle og frigjøre nye energikilder i denne nye regionen," sa Kevin Mclachlan, visepresident for leting i Chevron.
Equinor og Eneco har signert en femårig avtale om levering av gass til Eneco, som er en hovedleverandør av naturgass, elektrisitet og varme i Nederland. Volumene er opptil 0,5 milliarder kubikkmeter (bcm) per år med leveranser til det nederlandske gassnettet fra 1. februar i år.
"Dette er blant de første avtalene vi inngår på Attributes SAS-plattformen, og et eksempel på hvordan sentrale europeiske energiaktører ser på norsk gass som et bidrag til energisikkerhet og attraktivt også fra et bærekraftperspektiv," sa Helle Østergaard Kristiansen, Equinors senior visepresident Gas & Power.
Aker BP har startet oljeproduksjon fra Solveig fase 2-utviklingen i Nordsjøen. Prosjektet tilfører omtrent 39 millioner fat oljeekvivalenter i utvinnbare ressurser til Solveig-feltet. Solveig ligger omtrent 15 kilometer sør for Edvard Grieg-plattformen og er en undervannsinstallasjon knyttet til Edvard Grieg gjennom eksisterende infrastruktur. Installasjonen består av tre brønner som retter seg mot både nye og eksisterende reservoarsegmenter, og vil bidra til å utvide platåproduksjonen fra Solveig-feltet samtidig som tilgjengelig kapasitet på Edvard Grieg-plattformen utnyttes effektivt.
modifikasjons- og driftstjenester (MMO) som dekker alle Aker BP-drevne eiendeler på den norske kontinentalsokkelen.
Den femårige avtalen, som trer i kraft 1. mars 2026, inkluderer opsjoner for ytterligere to fireårsperioder, noe som vil sikre et forutsigbart og langsiktig samarbeid mellom selskapene.
«Den norske kontinentalsokkelen trenger et kraftig produktivitetsskifte, og denne alliansen leverer nettopp det,» sa Karl Johnny Hersvik, administrerende direktør i Aker BP.
Transocean Ltd har kunngjort kontrakter for to av sine semi-nedsenkbare fartøyer i Norge, fartøyer som egner seg spesielt for værutsatte miljøer. Totalt representerer kontraktene en verdi på rundt 184 millioner dollar i utestående aktiviteter fra tidligere tildelte kontrakter.
Lavkarbon energi
Storbritannias seneste auksjon for ren energi, for Contracts for Difference (CfD) for tildelingsrunde 7, resulterte i tildelinger av rekordstore prosjekter for sol-, landbaserte vind- og tidevannsprosjekter – med utgangspunkt i suksessen med havvind fra januar.
Resultatet av auksjonen viste seg å føre til den største anskaffelsen av solenergiprosjekter noensinne i Storbritannia, med en sikring av 4,9 GW, noe som ga et stort løft for en av de billigste og reneste energikildene som finnes, opplyste den britiske regjeringen.
Sammen med resultatene fra havvind, har regjeringen nå sikret 14,7 GW med ren, egenprodusert elektrisitet, nok til å forsyne tilsvarende 16 millioner hjem.
Det er avtalt at prisen for ny landbasert vindkraft skal være £72,24 per MWh, mens prisen for ny solenergi er avtalt til £65,23/ MWh. Begge disse prisene er under halvparten av kostnaden på £147/MWh for bygging og drift av nye gasskraftverk.
av Tsvetana Paraskova
Aker BP har også tildelt Aker Solutions en langsiktig avtale for vedlikeholds-,
"Ved å støtte solkraft og landbasert vindkraft i stor skala, presser vi regningene ned for godt og beskytter familier, bedrifter og landet vårt mot berg-og-dal-banen som man til tider opplever med fossile brenselkilder som er kontrollert av petrostater og diktatorer," sa energiminister Ed Miliband i en uttalelse.
"Slik tar vi tilbake kontrollen over energien vår og leverer en ny æra med energioverskudd og energiuavhengighet."
Rebecca Beresford, som er markedsdirektør i National Energy System Operator (NESO), kommenterte:
"Å gi utbyggere sikkerhet er avgjørende for at de skal være i stand til å levere våre felles fremtidige energibehov. Vi er veldig stolte av arbeidet teamene våre gjør for å hjelpe til med å gjennomføre disse auksjonene og administrere Contracts for Differenceprosessen.»
De 28 landbaserte vindprosjektene, som totalt har en kapasitet på 1,306 MW vil styrke Storbritannias energisikkerhet ved å generere nok elektrisitet til å dekke behovene til over 1,2 millioner hjem, sa RenewableUK.
Energioversikt for Europa
SSEN har valgt de fem kontraktspartnerne de skal samarbeide med for å levere fremtidige investeringer—Briggs Marine fra Burntisland; DOF Subsea UK og N-Sea, som begge har baser i Aberdeen og Enshore Subsea og Jan De Nul. Spesifikke prosjekter vil bli tildelt basert på hver enkelt kontraktspartners spesialiteter og ressurser.
Investeringsprogrammet vil fornye og oppgradere de undersjøiske elektrisitetsforbindelsene som forbinder øysamfunn over hele Skottland, noe som ytterligere forbedrer motstandskraften og øker kapasiteten til å møte økende etterspørsel, opplyste SSEN.
Slik tar vi tilbake kontrollen over energien vår og leverer en ny æra med energioverskudd og energiuavhengighet.
Disse prosjektene skal gjøre det mulig for Storbritannia å unngå og slippe ut mer enn 1,46 millioner tonn CO2 fra produksjonen av elektrisitet ved hjelp av gass, hvor hoveddelen av den nødvendige gassen ville blitt importert til en kostnad Storbritannia ikke kan kontrollere.
«Landbaserte vindparker genererer ren energi til en forutsigbar og stabil kostnad, og disse vindparkene er en av Storbritannias billigste former for ny kraftproduksjon, så de gir best valuta for pengene for hardt pressede regningsbetalere, som prøver å håndtere levekostnadskrisen,» sa James Robottom, leder for levering av landbasert vindkraft.
Storbritannia og California har signert en samarbeidsavtale for klima og ren energi. Intensjonsavtalen (MoU) vil styrke partnerskapet for å øke transatlantiske investeringer, støtte arbeidsplasser og industri, og styrke relasjonene mellom forskningsinstitusjoner i Storbritannia og California, opplyste den britiske regjeringen.
Avtalen skal knytte Storbritannias raskt voksende, rene energisektor til det kaliforniske markedet, åpne nye eksportmuligheter, støtte kvalifiserte jobbmuligheter over hele Storbritannia, og støtte britiske bedrifter i konkurranse og vekst, la de til.
"California er det beste stedet i Amerika å investere i en ren økonomi fordi vi setter klare mål og leverer på disse," kommenterte Californias guvernør Gavin Newsom.
I selskapets nyheter har SSEN Distribution kunngjort en investeringsplan på 950 millioner pund i undervannsnettet som forsyner Skottlands øysamfunn.
Italia-baserte Prysmian har signert en kontrakt om levering av Eastern Green Link 4 (EGL4) elektriske kabelbaserte interkonnektorprosjekt med GBoverføringseierne, SP Energy Networks' transmisjonsvirksomhet og National Grid Electricity Transmission plc.
Kontrakten, på over 2,3 milliarder euro, gjelder Eastern Green Link 4, den nye høyspennings likestrøms forbindelsen (HVDC) som skal koble Fife i Skottland med Norfolk i England. Den vil kunne overføre opptil 2 GW ren fornybar energi – nok til å forsyne rundt 2 millioner hjem med strøm. EGL4 er ett av fem lignende prosjekter som utvikles og som vil øke kapasiteten på elektrisitetsnettet mellom Skottland og England betydelig.
TotalEnergies og Airbus har signert to kontrakter for ren kraftproduksjon for å levere 3,3 TWh til alle større Airbus-anlegg i Tyskland og Storbritannia. Elektrisiteten som leveres til Airbus det neste tiåret vil ha grunnlastprofil og komme fra nye
fornybare anlegg med en kapasitet på 200 MW. Denne forsyningen vil dekke halvparten av strømbehovet til de aktuelle stedene, med start i 2027.
TotalEnergies har også inngått samarbeid med Tikehau Capital for å skape en felles investeringsplattform for å fremme utviklingen av ladeinfrastruktur for elektriske kjøretøy i urbane offentlige områder i Belgia og Nederland.
Investeringsplattformen vil forfølge utviklingen av offentlige konsesjoner som for tiden er under bygging eller drift av TotalEnergies i flere store belgiske og nederlandske byer. Den vil også svare på nye anbudsutlysninger som utvider den urbane offentlige ladeinfrastrukturen i Belgia og Nederland.
Polens største energiselskap, Orlen, og Tyskland-baserte utvikler av fornybar energi og grønt hydrogen ABO Energy har signert en intensjonsavtale (MoU) der ABO skal produsere grønt hydrogen i Finland og levere deler av det til Polen fra 2030-tallet.
ABO Energy har to hydrogenprosjekter i Finland: Kurunpuhto hydrogenprosjektet i Nivala og Pyyryväinen-prosjektet i Oulu.
Begge prosjektene vil bli gjennomført i faser, med første fase i Kurunpuhto potensielt fullført innen 2030 og full kapasitet i begge prosjekter innen 2035.
Avtalen med Orlen bekrefter ABO Energys tro på at det vil være etterspørsel etter grønt hydrogen produsert i Finland. Det gir også større sikkerhet for å gå videre med de neste fasene av Finlands hydrogenprosjekter, opplyste selskapet.
USA
Olje og gass oversikt USA
Vinterstormen Fern, som kom i slutten av januar, forårsaket en midlertidig reduksjon i USAs olje- og gassproduksjon på grunn av veldig kalde værforhold, men produksjonen av naturgass er likevel forventet å ende på rekordhøye nivåer i 2026 og 2027, mens produksjonen av råolje på kort sikt forventes å ligge nær rekordnivåene fra 2025.
Til tross for motvind i markedet og lavere oljepriser i 2025, forble sysselsettingstallene i olje- og gassindustrien i Texas stabile, sier en lokal bransjeorganisasjon.
Den viktige bransjeorganisasjonen American Petroleum Institute (API), har etterlyst høyere volumer innen olje- og gassforsyning i det kommende tiåret, og rost det amerikanske innenriksdepartementets forslag om å oppdatere olje- og gassregler og støtte produksjon av innenlandsk energi.
USAs produksjon av naturgass forventes å nå rekordhøye nivåer i 2026 og 2027
Iskalde værforhold under vinterstormen Fern, som satte sitt preg på hele USA i slutten av januar, førte til en nedgang på 3% i den amerikanske naturgassproduksjonen fra desember til januar, opplyste US Energy Information Administration (EIA) i sin månedlige kortsiktige energiprognose.
Likevel førte dette bare til en midlertidig produksjonsnedgang, da produksjonen var tilbake på bortimot forventede nivåer i februar. I løpet av andre halvår i 2026 forventer EIA at produksjonen vil øke igjen, ettersom en utvidet rørledningskapasitet vil bli tatt i bruk i Permian-bassenget og gassprodusenter også øker boreaktiviteten, som svar på høyere priser i første halvår 2026.
Vinterstormen førte til uttak av massive mengder av gass og en økning i amerikanske fremtidskontrakter for naturgass. Etter det iskalde været forventer EIA nå at USA vil avslutte uttakssesongen i slutten av mars, med mindre enn 1,9 billioner kubikkfot lagret naturgass. Dette vil være 8 prosent lavere enn tidligere forventet.
Omtrent 69 prosent av den forventede produksjonen de neste to årene vil komme fra Appalachia-, Haynesville- og Permianregionene.
Produksjonen fra Haynesville-regionen forventes å øke med 1,2 Bcf/d i 2026 og deretter med 1,6 Bcf/d i 2027, takket være høyere gasspriser, noe som vil gjøre boring i Haynesville-regionen økonomisk lønnsom, selv med relativt sett dypere og dyrere brønnutvikling. I tillegg vil Haynesvilles relative nærhet til eksportterminaler for LNG og også store industrielle naturgassforbrukere langs USAs Gulfkyst, forvente å tiltrekke seg nye og eksisterende operatører til regionen.
Permian-regionen forventes å bidra med 1,4 Bcf/d av den forventede produksjonsveksten i 2026 og 0,6 Bcf/d i 2027, på grunn av høyere volumer av tilhørende gass som produseres samtidig med oljeproduksjonen. Oljestyrt riggaktivitet i Permian vil være relativt lav ettersom prisene på West Texas Intermediate forventes å falle. Til tross for de forventede lavere prisene, anslår EIA at økninger i gass-til-olje-forholdet (GOR) vil drive veksten i produksjonen av naturgass i Permoan-regionen. Administrasjonen forventer at GOR vil fortsette sin jevne økning i Permian området.
De siste årene har Appalachia-regionen stått for den største andelen av USAs innenlandske naturgassproduksjon, hvor regionen årlig har stått for rundt 32 prosent av produksjonen i de nedre 48 delstatene i USA siden 2016. Produksjonsveksten har avtatt de siste årene på grunn av begrensninger i kapasiteten på rørledningene. Men Mountain Valley rørledningen forventes å starte driften og øke gasstrømmen opp mot full kapasitet.
av Tsvetana Paraskova
Administrasjonen forventer at høyere naturgasspriser vil oppmuntre til en ytterligere økning i produksjonen, som forventes å føre til en økning på 2 prosent, til et gjennomsnitt på 120,8 milliarder kubikkfot per dag (Bcf/d) i 2026, og deretter stige ytterligere til et rekordhøyt nivå på 122,3 Bcf/d i 2027.
USAs råoljeproduksjon forventes å ligge nær rekorden for daglig produksjon fra 2025 på 13,6 millioner fat per dag (bpd), før den faller med 2 prosent til 13,3 millioner fat per dag i 2027. Hvis dette blir en realitet, vil et fall i den årlige amerikanske råoljeproduksjonen neste år markere den første nedgangen siden 2021, bemerker EIA.
På kort sikt vil en liten produksjonsvekst fra den føderale delene av Gulf of America og Alaska bli oppveid av en nedgang i de nedre 48 statene av USA de neste to årene, ettersom lave råoljepriser reduserer insentivene til å bore. Nedgangen i boreaktiviteten vil oppveie nylige økninger i boreproduktiviteten som har styrket amerikansk råoljeproduksjon.
Selvfølgelig er mye av EIAs prognose for råoljeproduksjonen avhengig av de innenlandske råoljeprisene, spesielt for landbasert produksjon i de 48 nedre statene av USA. EIA forventer at prisen på råolje i West Texas Intermediate vil falle fra en gjennomsnittspris for 2025 på 65 dollar per fat til 52 dollar per fat i 2026 og videre til 50 dollar per fat i 2027. Disse prisene er lavere enn de nylige break-even-prisene for produksjon av råolje. De lederne i oljeindustrien som svarte på Dallas Fed Energy-undersøkelsen rapporterer at de to største bassengene i Permian hadde break-even-priser på 61 dollar per fat i Midland-reservoaret og 62 dollar fat i Delaware-reservoaret.
Sysselsettingen for oppstrøm i Texas forblir stabil til tross for lavere priser
Sysselsettingen for oppstrøms olje og gass aktiviteter i Texas forble i hovedsak flat i 2025, selv om produsentene fortsatte å levere sterke produksjonstall under utfordrende markedsforhold, ifølge data fra Texas Workforce Commission.
Selv om sysselsettingen falt med 3 500 jobber i november sammenlignet med oktober, var sysselsettingen fra januar til november lite endret, med en netto økning på 300 direkte oppstrøms jobber. Sysselsettingen var også litt høyere enn året før, med en økning på 100 jobber, eller 0,1 prosent, opplyste Texas Oil & Gas Association.
«Denne motstandskraften, som vises gjennom økt energiproduksjon i 2025, avhenger av at det føres en politikk som støtter utvikling av infrastruktur og markedsfleksibilitet, slik at olje- og naturgassindustrien kan tilpasse seg en usikkerhet og fortsette å levere den
rimelige, pålitelige energien som driver vår moderne livsstil,» kommenterte Todd Staples, president for Texas Oil & Gas Association.
"Å navigere i disse ustabile omstendighetene er en levende påminnelse: vekst er ikke garantert," bemerket Staples.
Etterspørselens tiår
American Petroleum Institute (API) holdt i januar sitt årlige State of American Energyarrangement, hvor API-president og administrerende direktør Mike Sommers sa at «De neste ti årene ser ut til å bli Etterspørselens Tiår—en tid som vil kreve historiske mengder ny energi.»
APIs politiske agenda for 2026 dreier seg om infrastruktur, tilgang og internasjonal konkurranseevne, sa Sommers.
"USA er verdens energisupermakt – men den statusen er ikke garantert," sa lederen.
"Infrastruktur. Tilgang. Internasjonal konkurranseevne. På tvers av alle disse tre er prioriteten den samme: en varig politikk som overlever politiske sykluser og støtter langsiktige investeringer, pålitelighet og vekst.»
Sommers bemerket at "energirealisme — med en kritisk rolle for olje og gass — er det vinnende argumentet."
Det foreslåtte regelverket vil modernisere retningslinjer som i dag kun tillater sammenkobling når mineraleierskap og royalty betingelser er identiske.
Sammenkobling gjør det mulig å kombinere produksjon fra flere leieavtaler ved bruk av én enkelt brønnpad. I følge det foreslåtte regelverket vil BLM tillate et bredere spekter av metoder, inkludert moderne måleteknologier, for å sikre nøyaktig måling av produksjon og rettferdig royalty fordeling.
Disse foreslåtte endringene har som mål å fjerne barrierer som har begrenset utviklingen i områder med komplekst mineraleierskap, og å oppmuntre til praksiser som minimerer overflatepåvirkninger ved å redusere antall nødvendige brønnområder, sa BLM.
Den offentlige høringsperioden for det foreslåtte regelverket avsluttes 31. mars 2026.
Holly Hopkins, API-visepresident for Upstream Policy, kommenterte på innenriksdepartementets foreslåtte sammenkoblingsregel og sa at "kunngjøringen markerer et stort skritt mot større fleksibilitet for ny teknologi og innovasjon som vil frigjøre nasjonens enorme energiressurser ytterligere."
Amerikas utrolige olje- og naturgassressurser spiller en avgjørende rolle i USAs energidominans og er avgjørende for å møte økende etterspørsel både hjemme og i utlandet
Forslag om å styrke innenlandsk olje- og gassproduksjon
Bureau of Land Management (BLM) la i slutten av januar frem forslag til et nytt regelverk for å oppdatere oljeog gassreguleringer, som er flere tiår gamle, som begrenser praksisen med sammenkobling. Endringen har som mål å forbedre effektiviteten, beskytte skattebetalere og stammer, og styrke innenlandsk energiproduksjon.
Energy Workforce & Technology Council applauderte også det foreslåtte regelverket.
Å modernisere føderale retningslinjer for å reflektere dagens operative realiteter er avgjørende for å opprettholde USAs konkurranseevne og sikre en ansvarlig utvikling av innenlandske energikilder, sa EWTC-president Tim Tarpley.
"Amerikas utrolige olje- og naturgassressurser spiller en avgjørende rolle i USAs energidominans og er avgjørende for å møte økende etterspørsel både hjemme og i utlandet," bemerket Tarpley.
MID East
av Tsvetana Paraskova
Olje og gass oversikt for Midtøsten
I begynnelsen av 2026 var Midtøsten vertskap for en stor LNG-konferanse hvor toppledere innen energi var samlet for å dele sine synspunkter om fremtiden for de globale gassmarkedene og signere flere avtaler.
I tillegg utvidet store internasjonale selskaper sitt fotavtrykk i Midtøsten med viktige samarbeidsavtaler med nasjonale oljeselskaper (NOC-er) i regionen.
LNG2026 Qatar
Regjeringsrepresentanter, beslutningstakere, bransjeeksperter og innovatører fra mer enn 80 land deltok på LNG2026-konferansen i Qatar tidlig i februar. LNG2026’s tema «Leading LNG: Powering Today and Tomorrow» omfattet markedstrender, banebrytende teknologier og innovasjoner som former en sektor som fortsatt er essensiell for global energisikkerhet og en hjørnestein i energiomstillingen, sa QatarEnergy. Konferansen ga muligheter for samarbeid, kunnskapsdeling og høyverdiavtaler som vil bidra til å fremme LNG-industrien.
I åpningstalen på LNG2026 sa Saad Sherida Al-Kaabi, Qatars statsråd for energisaker og president og administrerende direktør i QatarEnergy, at selskapets ekspansjonsprosjekter vil doble produksjonen av LNG fra Qatar.
«Megaprosjektene vi lanserte for noen år siden vil mer enn doble QatarEnergys LNG-produksjon fra 77 millioner tonn i året til 160 millioner tonn per år, inkludert 142 millioner tonn per år fra Qatars North Field,» sa Al-Kaabi.
"Dermed vil våre prosjekter bidra med omtrent 40 % av de nye globale LNGleveransene i løpet av det neste tiåret."
Al-Kaabi uttrykte et optimistisk syn på det globale gassmarkedet, og sa at Qatar fortsatt tror på gass som fremtidens energi, og at økende etterspørsel fortsatt vil drives av global økonomisk vekst og andre faktorer som kunstig intelligensboom og datasenterinfrastruktur.
Olje vil også være nødvendig «i svært lang tid», sa lederen.
"Det er viktig at beslutningstakere er realistiske om hva som kan og ikke kan leveres. De må lytte til folk som forstår virksomheten," bemerket Al-Kaabi.
Under konferansen signerte QatarEnergy flere langsiktige avtaler for leveranser av LNG til ulike markeder i Asia.
QatarEnergy-avtaler
Det statlige selskapet i Qatar signerte en 27-årig salgs- og kjøpsavtale (SPA) med JERA om levering av opptil 3 millioner tonn LNG per år (MTPA) fra Qatar til Japan. Leveranser er planlagt å starte i 2028. Med avtalen vil Qatar øke sin andel på det japanske LNG-markedet.
QatarEnergy signerte også en avtale med Japans departement for økonomi, handel og industri (METI) og JERA, Japans største kraftproduksjonsselskap, om å levere ekstra LNG-mengder til Japan under nødsituasjoner.
Intensjonsavtalen inkluderer også mekanismer for bilaterale konsultasjoner om passende responstiltak i nødsituasjoner som naturkatastrofer.
Avtalen fremhever QatarEnergys avgjørende rolle i å sikre energisikkerhet for alle sine kunder gjennom tilgang til supplerende LNG-volumer under nødsituasjoner og forsyningsforstyrrelser, opplyste selskapet.
I tillegg signerte QatarEnergy en 20årig avtale med Petronas om levering av to millioner tonn LNG per år fra Qatar til Malaysia med start i 2028.
Al-Kaabi kommenterte at "QatarEnergy er glade for å inngå denne nye LNG SPA med Petronas, noe som understreker vårt fortsatte engasjement for å støtte Malaysias økende energibehov samt våre kunder over hele verden."
Big Oil øker fotavtrykket i Midtøsten Tidlig i februar signerte TotalEnergies og Kuwait Oil Company (KOC) en intensjonsavtale for å styrke samarbeidet, utveksle ekspertise og gjennomføre tekniske studier. MoU-en inkluderer særlig studier knyttet til nye letemuligheter i landet, hvor TotalEnergies vil mobilisere sin tekniske ekspertise.
"Vi er glade for å styrke vårt samarbeid med Kuwait Oil Company gjennom denne intensjonsavtalen, som gjenspeiler vår felles ambisjon om å bidra til Kuwaits mål for å utvikle sine egne ressurser," sa TotalEnergies' styreleder og administrerende direktør Patrick Pouyanné.
Kuwaits statsminister, Sheikh Ahmad Abdullah Al-Ahmad Al-Sabah, sa på Kuwait Oil & Gas Show and Conference (KOGS) at landet forbereder seg på å invitere internasjonale oljeselskaper til å hjelpe til med å utvikle nylig oppdagede offshore olje- og gassfelt.
Kuwait Petroleum Corporation (KPC) er også i samtaler med internasjonale finansinstitusjoner for å lage en leasingog lease-back-modell for Kuwaits innenlandske råoljerørledningsnettverk, la Kuwaits statsminister til.
I Israel har den amerikanske supergiganten Chevron Corporation, via datterselskapet Chevron Mediterranean Limited (CML), og de aktive eierne av naturgassreservoaret Leviathan, tatt en endelig investeringsbeslutning om å utvide produksjonskapasiteten til den strategiske Leviathan-produksjonsplattformen utenfor Israel.
Leviathan-utvidelsesprosjektet inkluderer boring av tre ekstra offshore-brønner, tillegg av mer undervannsinfrastruktur og forbedring av behandlingsfasilitetene på Leviathan-produksjonsplattformen. Prosjektet forventes å tas i bruk mot slutten av dette tiåret.
"Denne milepælen viser vårt pågående engasjement for å samarbeide med staten Israel for å utvikle naturgassressurser og levere essensiell energi til millioner av mennesker i Israel, Egypt og Jordan," sa Jack Baker, administrerende direktør for Chevrons østlige middelhavsregion.
I Syria signerte Chevron i februar en avtale med det statseide Syrian Petroleum Company og Qatar-baserte Power International Holding om å utvikle landets aller første offshore olje- og gassfelt.
Syria forventer at boringen kan starte før sommeren 2026, og at det kan ta opptil fire år å finne gassreserver, sa Youssef Kabalawi, administrerende direktør i Syrian Petroleum Company.
Avtaler og obligasjoner
I den arabiske gulfregionen kunngjorde Saudi Aramco, Saudi-Arabias statlige oljeselskap og verdens største oljeselskap, tidlig i februar fullføringen av en obligasjonsutstedelse på 4 milliarder dollar fordelt på fire deler under sitt Global Medium Term Note Program.
Saudi-Arabia og dets oljegigant har utnyttet gjeldsmarkedene de siste månedene ettersom oljeprisene har falt.
Den siste obligasjonsutstedelsen er en del av Aramcos fokuserte strategi for å ytterligere optimalisere kapitalstrukturen og øke verdiskapingen for aksjonærene, sa Aramcos administrerende visepresident og finansdirektør, Ziad T. Al-Murshed.
Energioversikt for Midtøsten
"Den attraktive prisingen som ble oppnådd på transaksjonen, reflekterer globale investorers fortsatte tillit til Aramcos finansielle styrke og robuste balanse. Vi har en fastlagt forpliktelse til å opprettholde en disiplinert kapitalforvaltning og levere en langsiktig verdi til våre aksjonærer," la Al-Murshed til.
I De forente arabiske emirater har ADNOC og Abu Dhabi National Energy Company PJSC (TAQA) signert en 27-årig kjøpsavtale for forsyninger for å levere kritiske forsyninger til TA'ZIZ Industrial Chemicals Zone i Ruwais Industrial City, Abu Dhabi. Varigheten av avtalen inkluderer avskaffelse av forsyningene og bygging av anlegget.
I henhold til avtalen vil ADNOC og TAQA i fellesskap utvikle det sentrale kraftverksprosjektet, inkludert tilkobling av strømnettet, dampproduksjon, prosesskjøling og en rekke vann- og avløpsverk som kreves for å muliggjøre TA'ZIZs kjemikalie- og overgangsbrenselprosjekter.
industriell aktivitet innenfor TA'ZIZ Industrial Chemicals Zone.
På India Energy Week 2026-forumet i Goa oppfordret Sultan Al Jaber, UAEs minister for industri og avansert teknologi samt administrerende direktør og konsernsjef i ADNOC, beslutningstakere til å se utover kortsiktig volatilitet til den transformative muligheten som den økende globale energietterspørselen gir.
Den globale energietterspørselen vokser, drevet av tre sterke megatrender – fremveksten av fremvoksende markeder, den eksponentielle veksten av KI og transformasjonen av energisystemer.
"Etterspørsel i dette omfanget og tempoet krever investering i alle former for energi," la Al Jaber til, og bemerket at "Den største risikoen er ikke overforsyning, men underinvestering."
Den globale oljeetterspørselen vil forbli over 100 millioner fat per dag frem til 2040, med etterspørselen etter både LNG og elektrisitet som skyter i været med 50 prosent eller mer, sa Al Jaber.
TA'ZIZ, et joint venture mellom ADNOC og ADQ, vil etablere og eie et tjenesteforvaltningsselskap, som vil være den eneste kunden for kraftselskapene, og gi et stabilt grunnlag for effektiv
"Etterspørsel i dette omfanget og tempoet krever investering i alle former for energi,» la Al Jaber til, og bemerket at «Den største risikoen er ikke overforsyning, men underinvestering."
Image Courtesy: WAM
NOR
Energioversikt for Norge
Norge har tildelt dusinvis av nye produksjonslisenser på den norske kontinentalsokkelen, mens produksjonen av naturgass har nådd et nytt årlig rekordnivå og selskaper har gjort en rekke nye funn.
Nye tildelinger i den årlige lisensrunden
I den årlige APA 2025-lisensrunden, tildelte Norge i januar 57 nye produksjonslisenser på kontinentalsokkelen. Disse lisensene ble tildelt til totalt 19 selskaper.
Vest-Europas største olje- og gassprodusent arrangerer en årlig runde med tildeling av lete arealer i de mest kjente og modne områdene på den norske kontinentalsokkelen—den såkalte APArunden. Etter mer enn 50 år med lete aktiviteter dekker APA-rundene nå det meste av området som har vært åpent for boring på sokkelen.
Av de 57 produksjonslisensene som ble tilbudt gjennom APA 2025, var så mange som 31 lokalisert i Nordsjøen, 21 i Norskehavet og fem i Barentshavet.
"Norge er Europas viktigste energileverandør, men om noen år vil produksjonen begynne å avta i volum. Derfor trenger vi nye prosjekter som kan bremse nedgangen og levere så mye produksjon som mulig," sa energiminister Terje Aasland.
Årets APA-lisensrunde «er et betydelig bidrag til å sikre fortsatt aktivitet i olje- og gassindustrien.» Den aktiviteten er viktig for å beholde arbeidsplasser, fortsatt verdiskaping og Europas energisikkerhet,» la Aasland til.
Sokkeldirektoratet, som er bransjeregulatoren i Norge, kommenterte at APA-rundens resultater er oppmuntrende for fremtidig produksjon.
"Årets tildelinger viser at selskapene fortsatt ser potensialet for lønnsom leting, selv i modne områder. Dokumenterte ressurser, som ligger nær etablerte installasjoner, vil være avgjørende for å sikre høy verdiskaping og effektiv utnyttelse av eksisterende infrastruktur i tiden fremover," sa Kalmar Ildstad, direktør for reguleringer, lisenser og områdeforvaltning i Sokkeldirektoratet.
langt har blitt ansett å være usannsynlig," la Ildstad til.
Equinor alene fikk tildelt 35 nye produksjonslisenser på den norske kontinentalsokkelen i APA-runden—21 i Nordsjøen, ti i Norskehavet og fire i Barentshavet, hvor 17 av lisensene har Equinor som operatør.
"Vår geologiske kunnskap er høy, og vi lærer stadig mer gjennom videre utforskning," sa Jez Averty, Equinors senior visepresident for undergrunn på norsk sokkel.
"Tildelinger av lisenser i mindre kjente områder, som de vi har mottatt i den nordøstlige delen av Nordsjøen og i det sørvestlige Møre-bassenget, gir nye og spennende muligheter," sier Averty.
Equinor planlegger å bore 20 til 30 letebrønner hvert år. Totalt vil 80 prosent av letingen foregå nær eksisterende infrastruktur, mens 20 prosent vil utforske nye konsepter og mindre kjente områder, sa den norske energigiganten.
"Tilgang til nye arealer er avgjørende for vår ambisjon om å opprettholde et høyt produksjonsnivå og forutsigbare energileveranser til Europa fra den norske kontinentalsokkelen frem mot 2035," bemerket Averty.
"Det er fortsatt mye energi igjen på den norske kontinentalsokkelen, men vi trenger nye funn for å redusere den forventede produksjonsnedgangen. Å fase inn olje og gass fra nye funn til eksisterende infrastruktur er en kjerneoppgave fremover."
Norges gass med årlig rekord for produksjon
Norges gassproduksjon nådde et 12-måneders høydepunkt, mens oljeproduksjonen nådde det høyeste nivået på fem måneder i desember 2025, viste foreløpige tall fra Sokkeldirektoratet i januar.
av Tsvetana Paraskova
"Det er også oppmuntrende at flere selskaper har sendt inn søknader om å gjennomføre nye vurderinger av funn med trange reservoarer, hvor produksjon så
Gassproduksjonen oversteg regulatorens forventede prognose med 2,9 prosent, og oljeproduksjonen overgikk de forventede estimatene med 5,1 prosent. Sammenlignet med produksjonstallene fra desember 2024 økte gassproduksjonen i desember
med 1,6 prosent og oljeproduksjonen med 9,7 prosent, på grunn av oppstarten av Johan Castberg-oljefeltet i Barentshavet i 2025.
Totale investeringer i olje- og gassaktivitet i 2025, inkludert rørledningstransport, utgjorde 273 milliarder norske kroner, eller 29 milliarder dollar, en økning på 8,7 prosent sammenlignet med 2024, opplyste Statistisk sentralbyrå i sin kvartalsvise undersøkelse i februar.
For inneværende år forventer operatørene på den norske kontinentalsokkel nå at investeringene vil ligge på 255 milliarder kroner, eller 27 milliarder dollar, noe som er høyere enn anslaget fra forrige kvartal.
Likevel er investeringsestimatet lavere enn utgiftene i 2025, hovedsakelig fordi mange felt har fullført utviklingen de siste årene, noe som presser de anslåtte investeringene i feltutvikling nedover.
"Det er forventet at noen flere prosjekter vil få PUD-er sendt inn i år, noe som vil øke feltutviklingsestimatet for 2026 utover det som er inkludert i denne beregningen," opplyste Statistisk sentralbyrå.
Rekker av funn
Det er forventet at noen flere prosjekter vil få PUD-er sendt inn i år, noe som vil øke feltutviklingsestimatet for 2026 utover det som er inkludert i denne beregningen,
I mellomtiden kunngjorde selskaper som opererer på sokkelen og Sokkeldirektoratet flere olje- og gassfunn tidlig i 2026.
Vår Energis vurderingsbrønn 7122/8-3 A har bekreftet Zagato-oljefunnet i Goliatområdet i Barentshavet. Foreløpige estimater indikerer at størrelsen på funnet ligger mellom 21 og 75 millioner fat oljeekvivalenter.
Lisenshaverne vurderer å knytte funnet tilbake til den eksisterende infrastrukturen på Goliat-feltet, opplyste Sokkeldirektoratet.
I Norskehavet har Equinor og deres partnere påvist olje i en såkalt villkattbrønn i
Energioversikt for Norge
Othello Sør-prospektet, 4 kilometer nord for Heidrun-feltet og 240 kilometer vest for Sandnessjøen.
Foreløpige estimater indikerer at størrelsen på funnet ligger på mellom 0,95 og 12,6 millioner fat utvinnbare oljeekvivalent. Lisenshaverne vil vurdere funnet for potensielt å videreutvikle det i den nordlige delen av Heidrun-feltet.
I den norske delen av Nordsjøen har Equinor og partneren ORLEN oppdaget gass og kondensat i Sissel-prospektet i produksjonslisens 1137.
Utforskningsbrønn 15/8-3 S ble boret omtrent 5 kilometer sørøst for Utgardfeltet i Nordsjøen og 250 kilometer sørvest for Stavanger.
Det foreløpige estimatet anslår at størrelsen på funnet ligger på mellom 6,3 og 28,3 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
I tiden fremover vil lisenshaverne nå vurdere mulighetene for å utvikle
funnet som en kobling til eksisterende infrastruktur i området.
OKEA og dets partnere har også oppdaget petroleumsforekomster i Knockando Fensfjord-prospektet ved hjelp av en brønn som er boret fra Brage-anlegget. Funnet ble gjort i forbindelse med boring av en utviklingsbrønn for olje i produksjonslisens 055.
Foreløpige estimater indikerer ytterligere ressurser for Brage, som kan være både olje eller gass, eller begge deler, så videre boring vil være nødvendig.
Vår Energi hevet i februar sin prognose for produksjon for hele 2026 i intervallet mellom 390 000 til 410 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) og økte sitt langsiktige produksjonsmål til mer enn 400 000 boepd. Dette støttes av en portefølje på 13 høyverdiprosjekter under gjennomføring, en fleksibel pipeline med rundt 30 tidligfaseprosjekter som modnes, og en styrket eiendelsbase med økte reserver og ressurser, sa administrerende direktør Nick Walker.
Australia lanserer nytt LNG-eksportprosjekt mens fornybar energi vokser
Tidligere i år sendte Australia den første LNG-lasten fra et nytt gasseksportprosjekt mens de arbeidet mot å opprette den planlagte strategiske reserven for kritiske mineraler, og fornybar energi utgjorde mer enn halvparten av energiforsyningen.
Nye LNG-prosjekter går videre
I slutten av januar kunngjorde den australske energigiganten Santos at den første LNG-lasten fra Barossa LNG var lastet vellykket ombord Kool Blizzard. Lasten forlot Darwin LNG 25. januar og skulle leveres til Sakai-terminalen i Japan på «kjøpers ansvar» basis.
Santos er operatør og har 50 prosent eierandel i Barossa Gas Project, med joint venture-partnerne PRISM Energy International Australia med 37,5 prosent og JERA Australia med de resterende 12,5 prosentene.
"Dette er en fremragende prestasjon for et prosjekt av denne størrelsen og kompleksitet i den globale offshore upstream-sektoren," sa Santos’ administrerende direktør Kevin Gallagher.
"Det demonstrerer Santos' evne til selvgjennomføring for å levere store utviklingsprosjekter og også suksessen til vår disiplinerte, kostnadseffektive driftsmodell."
Barossa LNG-prosjektet forventes å sikre rundt 300 faste stillinger i Northern Territory de neste 20 årene, med anslåtte verdier av lønninger og kontrakter på 2,5 milliarder AU$, som forventes å komme befolkningen i territoriet til gode i løpet av denne perioden.
I sin kvartalsrapport for fjerde kvartal 2025 bemerket Santos at en 30 prosent høyere fri kontantstrøm for fjerde kvartal sammenlignet med forrige kvartal økte den frie kontantstrømmen for hele året til omtrent 1,8 milliarder AU$, noe Gallagher beskrev som «et sterkt resultat i et år med relativt svake råvarepriser for bransjen.»
nivået i 2024, la direktøren til.
Den andre store australske olje- og gassprodusenten, Woodside Energy, rapporterte også sterk produksjon i 2025, noe som faktisk var endte med en rekordhøy produksjon av olje og gass.
Woodside oppnådde en årlig produksjonsrekord på 198,8 millioner fat oljeekvivalenter i 2025, noe som overgikk produksjonsprognosen for 2025.
Selskapet bemerket at Scarborough Energy Project var 94 prosent ferdig ved utgangen av januar. Gassprosjektet utenfor Pilbara-kysten i Western Australia er innenfor budsjett og på vei mot første produksjon av LNG i fjerde kvartal 2026. Den flytende produksjonsenheten, Scarborough Floating Production Unit (FPU) har ankommet Australia.
Ved slutten av 2025 tok Woodside en endelig investeringsbeslutning om å utvikle Greater Western Flank fase 4 som en del av North West Shelf Project. Prosjektet forlenger produksjonen fra North West Shelf med omtrent ett år og gir en intern avkastning på omtrent 30 prosent, opplyste selskapet.
Woodside har også fullført avtaler med ledende globale kunder om levering av konvensjonell ammoniakk fra Beaumont New Ammonia Project, som oppnådde den målrettede første ammoniakkproduksjonen i desember 2025.
Disse leveransene vil starte i 2026 og fortsette ut året, basert på kontrakter som reflekterer gjeldende markedspriser, sa fungerende administrerende direktør Liz Westcott.
av Tsvetana Paraskova
Når de blir i stand til å operere på fulle rater, forventes Barossa LNG og Pikka fase 1-prosjektet i Alaska til sammen å øke Santos' produksjon med rundt 25 til 30 prosent innen 2027 sammenlignet med
Fremgang for strategisk reserve for kritiske mineraler (CMSR)
Den australske regjeringen har kunngjort nye detaljer etableringen av Strategisk
Reserve for Kritiske Mineraler (CMSR), hvor de har satt av 1,2 milliarder AUD til etableringen. Organisasjonen vil sikre forsyningen av nøkkelmineraler som er avgjørende for Australias økonomi, nasjonale sikkerhet og Future Made in Australia-ambisjonene.
Australia vil først og fremst fokusere på antimon, gallium og sjeldne jordarter, som er avgjørende for overgangen til ren energi, høyteknologisk produksjon og avansert militært utstyr.
Funksjonen for organisasjonen vil være å sikre rettigheter for mineraler produsert i Australia og videreselge disse rettighetene for å møte etterspørselen, noe som gir et ekstra løft til Australias kritiske mineralsektor og styrker pålitelige forsyningskjeder for landets handelspartnere.
Organisasjonen vil også støtte Australias samarbeid med internasjonale partnere for å diversifisere forsyningskjeder for kritiske mineraler, inkludert et samarbeid med USA, Japan, SørKorea, Europa, Canada og Storbritannia. Regjeringen vil arbeide med å etablere samtaler med internasjonale partnere med den hensikt å utvikle et samarbeid for å maksimere effekten av CMSR på globale forsyningskjeder.
Energioversikt for Australia
til å sikre at «statlige og føderale tillatelsesprosesser er hensiktsmessige, effektive, strømlinjeformede og formålstjenlige for å muliggjøre at prosjekter for sjeldne jordarter, gallium og antimon kan gjennomføres, og at regjeringens mål med CMSR kan nås.»
Rekordproduksjon av fornybar energi dekket mer enn halvparten av Australias totale elektrisitetsbehov for første gang i oktober-desember 2025-kvartalet, bortimot halverte engrosprisene på elektrisitet for National Electricity Market (NEM) i kvartalet, opplyste Australian Energy Market Operator (AEMO) i en rapport i januar.
Verden trenger kritiske mineraler – Australia har rikelig av dem, og vår kritiske mineralreserve vil hjelpe oss til å tåle globale økonomiske svingninger og usikkerheter og bidra til å øke handel og investeringer
AEMOs siste kvartalsrapport for Energy Dynamics viste at engrosprisene på strøm i gjennomsnitt var 50 dollar per mega wattime (MWh) over hele NEM, en reduksjon på 39 dollar per MWh, eller 44 prosent, fra fjerde kvartal 2024 og en nedgang på 43 prosent fra tredje kvartal 2025.
Kvartalet opplevde sterk vekst i produksjonen av fornybar energi og kraft til lagring, hvor produksjon av vindkraft økte med 29 prosent, solenergi for kraftnettet økte med 15 prosent, og tapping av batterier ble nesten tredoblet til et gjennomsnitt på 268 mega watt (MW), støttet av 3 796 MW ny batterikapasitet lagt til siden slutten av 2024.
"Dette er en milepæl for NEM. For første gang dekket fornybar energi og lagring mer enn halvparten av systemets energibehov i et helt kvartal," sa Violette Mouchaileh, AEMOs administrerende direktør for politikk og bedriftsanliggender.
"Det reflekterer mange års vedvarende investeringer og viser at mer vind, sol- og batterikapasitet i systemet reduserer avhengigheten av dyrere kull- og gassproduksjon, noe som legger et vedvarende press nedover på engrosprisene på strøm," la Mouchaileh til.
I desember kvartalet nådde også pipelinen av nye prosjekter, som kobler seg til National Electricity Market (NEM), rekordhøye 64 gigawatt (GW), en kvartalsvis økning på 7,4 GW, eller 14 prosent, siden september kvartalet, opplyste AEMO i en separat rapport.
I tillegg ble 1,8 GW ny produksjons- og lagringskapasitet klargjort for igangkjøring og ble satt i full produksjon i løpet av kvartalet, og ble koblet opp til NEM. Dette totalen besto av ni prosjekter—to solparker og syv batteriprosjekter.
Batterilagring fortsetter å dominere investeringspipelinen, som er på 64 GW, og står for nesten halvparten – eller 46 prosent – av alle prosjekter. Dette følges av hybride sol- og batteriprosjekter (19,7 prosent), vind (16 prosent), solenergi (11,9 prosent), vannkraft (4,7 prosent) og gass (1,4 prosent).
I tillegg har regjeringen til hensikt å legge frem forslag til ny lovgivning i løpet av året, en lovgivning som vil gi Export Finance Australia ytterligere fullmakter til å støtte organisasjonen på en effektiv måte.
"Verden trenger kritiske mineraler –Australia har rikelig av dem, og vår kritiske mineralreserve vil hjelpe oss til å tåle globale økonomiske svingninger og usikkerheter og bidra til å øke handel og investeringer," sa finansminister Jim Chalmers.
Australias ressursminister, Madeleine King, sa i en kommentar: «Den strategiske reserven vil gi viktig støtte til australske prosjekter innen gruvedrift og prosessering av kritiske mineraler, skape arbeidsplasser og sikre at Australia står i sentrum for arbeidet med å bygge stabile og pålitelige forsyningskjeder for våre internasjonale partnere.»
King la til: «CMSR’s innledende søkelys på antimon, gallium og sjeldne jordarter vil gi økt sikkerhet til australske prosjekter, bidra til å tiltrekke ytterligere investeringer og hjelpe sektoren med å håndtere mulige fremtidige markedsforstyrrelser.»
Organisasjonen for gruvedrifts- og leteselskaper (AMEC) ønsket detaljene rundt lanseringen av Strategic Reserve velkommen, og oppfordret regjeringen
Samtidig falt kullkraftproduksjonen til et historisk lavt kvartalsnivå, etter å ha falt med 4,6 prosent år-til-år, mens gassdrevet produksjon stupte med 27 prosent til det laveste nivået siden 2000, ifølge AEMOs rapport.
"Den fortløpende økningen til 64 GW i tilkoblings-pipelinen viser at tilliten til Australias overgang til fornybar energi fortsatt er sterk, med økt aktivitet for nye applikasjoner fra 20 GW til 26 GW," sa AEMOs Onboarding & Connections Group Manager, Margarida Pimentel.
March 2026 Brent crude trades near US$70/bbl.
Prices
The Network
1
1 year ago (March 2025)
Brent crude traded largely in the US$70-80/ bbl range during early 2025, with prices supported by ongoing geopolitical tensions and disciplined supply coordination from OPEC+. Periodic optimism around global demand recovery was balanced by softer economic indicators in key consuming regions, while persistent inflation and higher interest rates continued to temper consumption expectations.
5 YEARS AGO
5 years ago (2021)
In March 2021, Brent crude was trading around US$65/bbl, continuing its recovery from the historic collapse of the previous year. Vaccine rollouts and the gradual reopening of economies helped restore confidence, while coordinated OPEC+ production cuts tightened supply. Despite lingering uncertainty, sentiment had clearly shifted away from crisis management toward cautious recovery.
10 YEARS AGO
10 years ago (2016)
Brent crude hovered near US$40/bbl in March 2016, recovering slightly from the lows seen earlier that year but still reflecting a deeply oversupplied market. Surging U.S. shale production and sustained OPEC output had created a significant supply glut, forcing widespread cost reductions and reshaping investment strategies across the industry toward efficiency and balance sheet resilience.
Tenders ending Soon
SENEGAL: Subsea Systems & Support (Phase 2)
Operator: Woodside Energy
Asset: Sangomar Field
Scope: Provision of subsea equipment, tooling, and support for a planned 33-well subsea system (16 producers, 17 water injectors).
Value: Est. $2.5 billion (Total Project Value)
Closing Date: Log in to GENIntel for more information
International & EPC
KUWAIT: HPHT Reservoir Services & Tooling
Operator: Kuwait Oil Company / SLB
Field: Mutirba Oil Field
Scope: Supply chain subcontracts supporting the integrated field development, specifically focusing on high-pressure, high-temperature (HPHT) and sour gas environments.
Status: Expression of Interest (EOI)
Decom & Renewables
NORWAY: FPU Decommissioning Preparation
Operator: Vår Energi AS
Scope: Early-stage decommissioning preparation and heavy-lift feasibility studies for the Balder FPU.
Requirement: Engineering consultancies, environmental assessment, and marine warranty surveyors.
Timeline: Target decommissioning in 2028 (Studies commence Q3 2026). View Decom North Sea Opportunities
Target: Producing Assets in Blocks 14 and 14K (Offshore Angola)
Sector: Offshore E&P
Disclosed Value: $24 million (Initial Funding Package)
Status: Agreed
NIGERIA: Pre-FEED Engineering Services
Operator: Shell
Location: Bonga Southwest
Scope: Early-stage engineering and design (Pre-FEED) ahead of the targeted May 2027 FID.
Value: Major Contract (Part of $10bn CAPEX)
Closing Date: Log in to GENIntel for more information
AUSTRALIA: Subsea Tie-back Engineering
Operator: ConocoPhillips
Asset: Charlemont Gas Discovery (Otway Basin)
Scope: Front-end planning and subsea infrastructure design following the successful discovery of natural gas across the Waarre A, B, and C reservoirs.
Value: Est. £45m
Closing Date: Log in to GENIntel for more information
Divestments & Restructuring
US O&G ROYALTIES: Major Asset Consolidation (Feb 10, 2026)
Acquirer: Warwick Capital Partners & GRP Energy Capital
Target: Viper Energy (73,500 net royalty acres)
Sector: US Oil & Gas Minerals & Royalties
Disclosed Value: $670 million
Status: Successfully Closed
NORTH AMERICA: The $58bn Shale Roll-Up (Feb 2026)
Lead Companies: Devon Energy & Coterra Energy
Sector: Onshore E&P (Permian / Delaware Basin)
Estimated Value: $58 billion
Status: Confirmed Merger
EUROPEAN OFFSHORE WIND: The East-West Supply Chain JV (Feb 24, 2026)
Lead Companies: Dajin Offshore (China) & Szczecin Shipyard “Wulkan” (Poland)
Sector: Offshore Wind Foundations
Scale: 40 ready-to-install internal platforms for Nordseecluster B
Status: Contract Signed / Production Commencing
The GENI Vibe: Q1 Macro Sentiment
This month’s global asset tracker highlights over $18 billion in active capital deployment, with heavy regional focus on West African expansion and strategic North Sea tie-backs. Our proprietary GENI Pulse data indicates a strong shift toward high-pressure, high-temperature (HPHT) developments and extending the life of existing concessions.
Here are the critical updates from the GENI Asset Tracker this month:
Operator:
Shell
Est. Value: $10 billion
GENI: The pre-FEED phase is set to commence shortly, paving the way for a massive $20bn total investment ($10bn CAPEX / $10bn OPEX). FEED will follow, with FID targeted before May 2027.
Operator: Woodside Energy
Est. Value: $2.5 billion
GENI: Targeting 250MMboe via a 33-well subsea system (16 producers, 17 water injectors). Execution relies heavily on Phase 1’s reservoir performance and capital allocation priorities.
Operator: Waha Oil Company (TotalEnergies /ConocoPhillips
Est. Value: $2 billion
GENI: A newly signed 25year extension (to 2050) unlocks fresh investment. The North Gialo development alone is expected to add 100,000 boe/d to the concession’s current 370,000 boe/d output.
Operator:
BW Energy Est. Value: $100 million
GENI: Drilling preparations are advancing for a July 2026 start. The campaign includes four planned production wells, with two additional appraisal wells currently under consideration.
Operator: Kuwait Oil Company / SLB
Est. Value: $3 billion
GENI: SLB has secured a massive five-year integrated field development contract. The scope covers endto-end services focused specifically on highpressure, high-temperature (HPHT) reservoirs in sour conditions.
Operator: Chevron
Est. Value: $1.5 billion
GENI: FID achieved. Stage I will drill three production wells tied back to the existing platform, expanding processing capacity to hit 21 Bcm per year.
Stage II will follow with further drilling and a fourth subsea pipeline.
Operator:
Equinor / Orlen
Est. Value: $100 million
GENI: Discovered via the Deepsea Atlantic rig at a depth of 4282m, this 6.3-28.3MMboe find is currently being assessed for potential tie-backs to existing local infrastructure.
Operator:
Chevron / NNPC
Est. Value: $500 million
GENI: A successful drilling campaign via the Awodi-07 well concluded in late 2025, encountering 675 feet of hydrocarbon pay (310 feet appraised).
BALDER NEXT PROJECT NORWAY
Operator:
Vår Energi AS | Est. Value: $150 million
GENI: Following the Q4 2025 sanctioning of the Jotun FPSO debottlenecking, the stage is set for the Balder FPU decommissioning in 2028. FID for Balder Next is anticipated later this year.
Operator: PETRONAS Carigali
Est. Value: $500 million
GENI: OceanMight has secured a minor EPC contract for the fixed offshore structure and host tie-in.
Works are scheduled for completion by February 2027.
Operator: Shell / Subsea7
Est. Value: $300 million
GENI: Subsea7 has won the transportation and installation contract for a subsea umbilical, riser, and rigid flowline. Engineering starts immediately in Houston, with offshore execution booked for 2027.
Operator: ConocoPhillips
Est. Value: $200 million
GENI: The Charlemont-1 well, drilled in 110m of water in the Otway Basin, has successfully encountered natural gas across three target reservoirs (Waarre A, B, and C).
Ny energi ser ut til å overvinne motvinden ettersom investeringene når nye rekordnivåer
Investeringer i overgangsløsninger til ny energi fortsetter å sette nye rekorder, mens regioner utenfor USA arbeider med å styrke samarbeidet og gå videre med å legge til produksjon av ren energi.
Investeringer når nok en gang rekordhøye nivåer
De globale investeringene i arbeidet med omstillingen av energiindustrien til nye renere energi kilder, økte med 8 prosent for året og nådde et rekordhøyt nivå på 2,3 billioner dollar i 2025, ifølge BloombergNEFs årsrapport Energy Transition Investment Trends (ETIT).
Hoppet opp fra 2024 fremhever robustheten i investeringer for ren energi i 2025, til tross for en rekke geopolitiske, handelsmessige og politiske endringer og usikkerheter, bemerket BNEF.
Elektrifisering av transportløsninger utgjorde den største andelen av investeringene som var del av rapporten, med 893 milliarder dollar brukt på elektriske kjøretøy og utvikling av ladeinfrastruktur, en økning på 21 prosent sammenlignet med 2024.
Investeringene i fornybar energi falt med 9,5 prosent til 690 milliarder dollar på grunn av usikkerhet i det største markedet, Kina, som innførte nye reguleringer for kraftmarkedet.
Globalt nådde nettinvesteringene 483 milliarder dollar.
I tillegg overgikk investeringene i forsyning av ren energi
investeringene i fossile brensler for andre år på rad i 2025, hvor gapet økte fra 85 milliarder dollar i 2024, til 102 milliarder dollar i 2025, kommer det frem i rapporten.
Mens investeringer i ren energi – som i BNEFs analyse inkluderer fornybar energi, kjernekraft, karbonfangst, hydrogen, energilagring og strømnett, fortsatte å vokse, falt investeringene i forsyning av fossile brensler for første gang siden 2020, med et fall på 9 milliarder dollar år for år.
Fallet ble hovedsakelig drevet av reduserte kostnader til oppstrøms aktiviteter for olje og gass samt produksjon av kraft fra fossile brenselskilder, selv om dette delvis ble oppveid av høyere investeringer i gass og kull.
Selv om investeringene i energiomstillingen nådde et rekordhøyt nivå i 2025, har veksten avtatt de siste årene, fra 27 prosent i 2021 til 8 prosent i 2025, bemerket BNEF.
Det største markedet, Kina, fortsatte å føre an med hensyn til totale investeringer, med 800 milliarder dollar i 2025, men hadde sin første nedgang i finansieringen av fornybar energi siden 2013. Indias investeringer økte med 15 prosent til 68 milliarder dollar. EU ristet av seg motvind og vokste
med 18 prosent til 455 milliarder dollar, og bidro mest til den globale oppgangen. Amerikanske investeringer økte også med 3,5 prosent til 378 milliarder dollar, til tross for Trump-administrasjonens innføring av tiltak for å bremse energiomstillingen, ifølge BNEFrapporten.
"Det siste året har vist at det til tross for politiske og handelsmessige motvinder, viser seg at den globale energiomstillingen er robust og gir flere muligheter for investorer," sa Albert Cheung, viseadministrerende direktør i BloombergNEF.
"Etter hvert som mange økonomier ønsker å styrke energisikkerheten og bygge innenlandske forsyningskjeder, vil investeringer i ren energi fortsette å øke, spesielt når det gjelder den globale utbyggingen av datasentre."
Ren energi bidrar allerede mest til den nye globale elektrisitetsforsyningen, ifølge Rystad Energys siste scenarioanalyse. All netto vekst i global elektrisitetsforsyning i 2025, omtrent 1070 terawattimer, kom fra lavkarbonkilder, inkludert fornybar energi og kjernekraft. Dette er et strukturelt skifte i strømforsyningen, ettersom fornybar energi ikke lenger konkurrerer i utkanten, men nå driver all inkrementell kraftproduksjon.
"Etter hvert som fornybar energi flytter seg fra marginene til førersetet, blir energiinvesteringer i økende grad markedsdrevet istedenfor å være styrt av politikk, noe som omformer muligheter innen kraft, infrastruktur, teknologi og tradisjonell energi," sa analysefirmaet.
Utsikter for investeringer i ren energi og tilhørende markeder
Utviklingen innen geotermisk energi øker også farten, og investeringer går inn i en periode med akselerert vekst, mener Rystad Energy. Kapitalutgifter (capex) i global geotermisk energi forventes å øke med omtrent 20 prosent årlig frem til 2030, ifølge Rystad Energys nyeste geotermiske økonomiske modell.
"I USA drives veksten av utvidelsen av forbedrede geotermiske systemer (EGS) og økende etterspørsel etter baseload-kraft fra datasentre," sa Alexandra Gerken, visepresident for New Energies Analysis hos Rystad Energy.
"Europa, derimot, fokuserer på avkarbonisering av varme, mens Sørøst-Asia vender seg mot geotermisk energi for å møte økende strømbehov," la Gerken til.
"Sektorens langsiktige potensiale innen kjøleapplikasjoner vokser også, et marked som vil vokse parallelt med global datasenteraktivitet som blir mindre vurdert."
Når det gjelder vindkraft, sier Wood Mackenzie at foreløpige data viser et rekordhøyt nivå for 2025, med en forventet økning i den globale kapasiteten på 170 GW for året som en helhet.
I 2026 forventes det at utbyggere vil koble til vindprosjekter med en kapasitet på 160 GW globalt, noe som vil være en nedgang på 6 prosent sammenlignet med de foreløpige tallene for 2025. En årlig nedgang i Kina, med bakgrunn i slutten på landets 14. femårsplan, forventes å være den største enkeltfaktoren bak nedgangen i år. Resten av verden er imidlertid forventet å vokse, sa WoodMacs analytikere tidlig på året.
Den globale solenergiindustrien avsluttet et utfordrende år i 2025 med politiske endringer i de tre største markedene, Kina, USA og India, sier Michelle Davis, leder for global solenergi hos Wood Mackenzie.
"Til tross for de utfordrende hendelsene i 2025, vil fundamentene og etterspørselen i markedet for solenergi forbli sterke i 2026, spesielt siden den globale økonomien fortsetter å elektrifisere," sa Davis.
Selv om bransjen fortsatt står overfor mange utfordringer og flaskehalser, forventes solenergi fortsatt å forbli en av de viktigste kildene til ny elektrisitetsproduksjon, som leverer den akselererte veksten i kraftbelastningen de neste fem årene.
Den samlede installerte kapasiteten av solkraft over hele verden forventes å bli nesten tredoblet fra nesten 3 TWdc kapasitet i dag til nesten 8 TWdc innen 2034, ifølge WoodMac.
Havvindindustrien i Storbritannia og Europa ser forbi utfordringer
Havvindindustrien startet i år med optimisme etter en rekordhøy auksjon i Storbritannia og en viktig erklæring fra myndighetene i nordvest Europa om en akselerering av utbyggingen av offshore vindkraft i Nordsjøen.
Den siste britiske auksjonsrunden, kjent som Contracts for Difference AR7, sikret rekordhøye 8,4 GW offshore vindkapasitet i historiens største auksjon for offshore vind i Europa. En kapasitet på dette nivået vil være nok til å levere ren elektrisitet som tilsvarende kraftbehovet for mer enn 12 millioner hjem.
Prisen for havvind på auksjonen var 40 prosent lavere enn kostnadene ved å bygge og drive et nytt gasskraftverk, opplyste den britiske regjeringen i januar.
Denne auksjonen forventes å frigjøre rundt 22 milliarder pund i private investeringer, støtte rundt 7000 jobber, og bringe vekst og arbeidsplasser til alle regioner i landet, spesielt til de industrielle kjerneområdene.
"Ren, hjemmedyrket strøm er det riktige valget for dette landet for å redusere regningene for godt, og denne auksjonen vil skape tusenvis av jobber over hele Storbritannia," sa energiminister Ed Miliband.
Chris Stark, leder for Mission Control, kommenterte,
"Dette er et fantastisk resultat for å levere på vårt mål om ren energi innen 2030. Midt i globale motvinder og presset som har vært på havvindsektoren de siste årene, har vi sikret oss en rekordstor kapasitet til en konkurransedyktig pris for forbrukeren.»
RenewableUKs administrerende direktør for politikk og engasjement, Ana Musat, sa:
"Storbritannia har tatt den riktige beslutningen ved å rulle ut fornybar energi med høy hastighet og stor skala, noe som gir landet vårt større energisikkerhet og beskytter
forbrukerne mot volatile globale gasspriser som forårsaket den siste energikrisen."
Starten av 2026 markerte også signeringen av den såkalte Hamburg-erklæringen, der Belgia, Danmark, Frankrike, Tyskland, Irland, Luxembourg, Nederland, Norge og Storbritannia signerte en historisk avtale om ren energi på sitt Nordsjøtoppmøte.
Erklæringen har som mål å få havvind tilbake på rett spor. Storbritannia og EUs medlemsland har undertegnet erklæringen som har som mål å utvikle opptil 100 GW av deres felles ambisjon på 300 GW gjennom samarbeidsprosjekter som går over landenes grenser. Disse vil bestå av hybride havvindprosjekter, inkludert infrastruktur med tilkobling til stamnettet i mer enn ett land, samt grensekryssende radielt sammenkoblete vindparker.
"Vi er forpliktet til å støtte en vellykket gjennomføring av Joint Offshore Wind Investment Pact for North Sea mellom regjeringer og industri, og sender et sterkt signal til investorer, industrier og innbyggere om at Europa er forberedt på å lede med klarhet, konsistens og ambisjoner," sa signatarene i erklæringen.
Europakommisjonen ønsket velkommen det fornyede engasjementet for å drive ren, uavhengig og sikker offshore energi i Nordsjøregionen.
"I disse turbulente geopolitiske tider må Europa stå sterkt og samlet — og velge uavhengighet. Det betyr at innsatsen for ren, trygg og hjemmedyrket energi blir doblet," sa Europakommissær for energi og bolig, Dan Jørgensen, som representerte Kommisjonen på Nordsjøtoppmøtet.
"Det betyr å bygge videre på våre naturlige styrker, og få er større enn Nordsjøen og dets enorme potensial for havvind. Det betyr en styrkning av våre sammenkoblinger slik at rimelig energi kan flyte fritt mellom landene på kontinentet vårt."
Viseadministrerende direktør Jane Cooper i RenewableUK, kommenterte:
"Denne historiske erklæringen plasserer havvind midt i hjertet av Europas kraftsystem, med Storbritannia i spissen av arbeidet."
"Vi styrker sikkerhetssamarbeidet vårt, for å sikre at Nordsjøens kritiske energiinfrastruktur er beskyttet mot skade og ytre påvirkning, slik at vi kan fortsette å produsere de enorme mengdene av pålitelig ren energi som Storbritannia og våre naboer trenger til enhver tid."
Av Tsvetana Paraskova
TESS HOSE MANAGEMENT
Advanced lifecycle maintenance for maximum uptime & safety
TESS Hose Management (THM) is an advanced hose maintenance system that includes customised software and hardware, expertise, processes, and a specially trained workforce. This system provides optimal hose lifecycle management, reduced maintenance costs, and increased uptime. TESS takes full responsibility for compliance with regulations and standards.
The cost of a hose failure
A hose rupture may cause the release of harmful substances, which may lead to:
• Downtime and operational shutdowns
• Hazardous incidents such as fire and accidents
• Environmental emissions
• Risk of injury and loss of life
• Stop in production and loss of revenue
• Damaged reputation
• Serious environmental damages
Survey and registration
Technical data and condition of every hose are up-loaded to the THM database.
Hose maintenance plan
Planned inspections and replacements, based on a risk assessment of each hose installation.
ID tag
Each hose has a unique ID for fast identification and ordering.
Cloud-based database
Cloud and mobile app for hose management and maintenance, with offline capability.
Hose replacement
Hose replacements are based on inspection result and intervals in the maintenance plan
Uptime secured by service
Our 24/7 Hose Support ensures that the correct hose is being delivered and installed.
Discover how THM can transform your operations - get in touch
Keith Robertson Director keith.robertson@tess-aberdeen.co.uk
Elementz: achieving true transformation through integration
They say that transformation happens when potential is integrated, and as the subsea industry changes faster than ever before, that harmonisation across the entire ecosystem has never been more important.
From energy, offshore renewables and telecommunications, to defence, and other critical marine assets information and tasks that once sat in silos need to be more and better connected than ever before: horizontal solutions, therefore, are the way forward in unlocking the industry’s next chapter.
Whilst they may build on valuable experience gained in the oil and gas sphere, these ways forward must be flexible enough to be applicable across sectors, each of which face their own operational constraints and headwinds. There are major shared challenges too, such as handling volumes of data, stakeholder communication, integrating technologies, and working together to create meaningful, mutually beneficial paths forward will undoubtedly achieve the best possible outcomes.
The use of multi-sector platforms in shaping the future of subsea operations needs a refreshed way of working built on trust, collaboration, and integration – but this isn’t a future aspiration, it’s a current reality.
Embracing these principles and successfully navigating their complexities is already underway where organisations embrace ecosystem thinking and it sits right at the epicentre of the Elementz “blue digital ecosystem.” It’s here, it’s now and it’s being built by those working hard to avoid fragmentation. Taking tools, technology and methodology that have been successful tried and tested in the global oil and gas sector and adapting them for the likes of offshore wind cable inspection, subsea telecommunications monitoring, and critical infrastructure protection is creating a future-looking environment that facilitates transformation.
Close cooperation between operators, asset owners, inspection providers, and technology partners is the best method of protecting subsea assets and their efforts need to be supported by platforms that are open yet secure, carefully governed, and compliant. The idea that working together can yield the results needed for all concerned gave birth to Elementz’s operator-led advisory board, Compass, which brings together leading energy operators and asset owners to identify shared challenges and accelerate digital evolution whilst de-risking adoption and creating an operationally realistic roadmap.
Backed by Compass and building on its foundation, the Tide Breaker programme has been developed in tandem with global energy operators to spur real-world subsea innovation and champion the power of collaboration. The Data Lab, Scotland’s innovation centre for data and AI, is supporting Tide Breaker by advising on programme design, participant selection and helping to ensure robust, wellgoverned delivery. With ONE Digital Tech also supporting, Tide Breaker will benefit from connections into the region’s wider entrepreneurial ecosystem and help ensure the programme drives impact at scale.
Following a rigorous selection process, two North east businesses were recently selected to enter the programme and embark on development and testing, followed by evaluation, commercial integration and the dataset access that will allow their solutions to be refined to better suit industry requirements.
One of the successful applicants in the first cohort is Fathom who will develop a physicsbased AI empowered, structural analysis digital twin for offshore assets that turns
data into qualified life, performance and risk thus providing a cost-saving, standardsaligned, engineering-grade subsea digital twin. Fusing multiple streams, Fathom will be providing fast, auditable results that enable complete assessment that is both portfolio-ready and scalable.
The other successful applicant is Voltquant, which will deploy its digital engineer platform to standardise and speed up compliance checks across engineering projects. The system automatically reviews drawings, datasheets, and reports against internal standards, returning traceable findings that help teams detect issues earlier, reduce rework, and maintain a strong audit trail. It supports human approval workflows, so decisions remain accountable and consistent. Voltquant will also deploy its AI Risk Intelligence platform for subsea integrity management, turning inspection results into structured, evidence linked insights that improve barrier health visibility, enable consistent risk ranking, and drive faster action planning. The result is faster movement from inspection outputs to evidence linked decisions and risk reducing interventions.
The exceptional calibre of the first cohort reinforces why Tide Breaker was set up, and the need to accelerate their exposure to major operators, remove opaqueness and get solutions into the hands of users.
By supporting up-and-coming companies and products at an early stage, and fostering their ambition and ingenuity, Elementz has underlined its commitment to using the power of collaboration, trust and integration to transform and modernise the subsea sector in ways that strengthen the blue digital ecosystem and achieve true transformation through integration.
+44 (0)151 452 1717
sales@deepsea-tech.uk
deepsea-tech.com
Your Global Partner for Complete Subsea Solutions
Deepsea Technologies provides integrated subsea engineering, manufacturing, and field support, delivering reliable, high-integrity equipment across the entire asset lifecycle. We partner closely with clients to solve complex challenges and enhance long-term offshore performance.
– Custom Subsea System Design & Engineering
– Connection Systems: Taper-Lok®, Retlock®, DBSC
–
Subsea Structures: Manifolds, PLETs, PLEMs & PLRs
– Controls & Distribution Systems
– Testing & Qualification Services
– Global Field Support
– Legacy Equipment Refurbishment
Contact us today to discuss your subsea challenges.
Delivering geothermal at scale through cooling and fluid efficiency
Alasdair Carstairs, Business Unit Manager at OSSO
Geothermal energy has been an integral part of global energy systems for more than a century, yet its role has historically been limited. However, the global energy landscape has shifted dramatically.
In 2024, the EU Energy Council endorsed conclusions to accelerate geothermal deployment as part of Europe’s energy transition and the International Energy Agency estimates up to $140bn in annual investment, with geothermal potentially meeting 15% of global electricity demand growth by 2050
Yet geothermal remains a lower margin sector. With higher CAPEX and tighter financial controls, projects must relentlessly pursue operational efficiencies, particularly during drilling.
Handling the heat
The thing about drilling geothermal wells is that, by definition, you are drilling in a high temperature environment. After all, heat is precisely what the project is all about. Ambient downhole heat and friction from drilling raise fluid temperatures, which must be cooled at surface before being returned downhole. If not sufficiently cooled, fluids can emit vapours that pose health and safety risks, while excessive temperatures can exceed equipment ratings, damaging measurement tools
or causing drill bit failure. This leads not only to equipment replacement but also to costly delays. Each day’s delay can carry a six-figure price tag, and with wells typically taking 90 to 180 days to drill, even short interruptions can significantly impact margins.
Mud cooling is therefore critical to commercial success. However, cooling comes at a cost, so solutions must balance risk mitigation with cost control. Some sites can use a nearby river or water well as a cooling medium, provided safeguards are in place. Where this is not possible, engineered systems such as chillers, dry air coolers or cooling towers are required.
On a geothermal development in Germany’s Upper Rhine Valley, with downhole temperatures of 155 to 190°C and mud flowline temperatures of 80°C, OSSO delivered a high volume mud cooler package that achieved a 25% temperature reduction, safeguarding equipment integrity and protecting the drilling schedule. Building on this success, OSSO has secured multiple geothermal contracts across Europe. While demand is clearly growing, each project presents specific technical requirements, reinforcing the need for a consultative approach and tailored cooling solutions. To support this expanding portfolio, the company has established a dedicated European entity in Amsterdam to provide specialist local servicing and technical support.
Water under pressure
Geothermal projects can generate large volumes of wastewater from drilling processes, often containing mud, heavy
metals and salts, making direct discharge impossible without treatment to meet environmental standards. Many projects still rely on tankering this water offsite for treatment and disposal, but this approach is expensive, time consuming and increases emissions. In some cases, wastewater volumes overwhelm local facilities, requiring multiple tankers operating simultaneously and travelling greater distances which can strain community relations, particularly in rural areas affected by heavy vehicle traffic.
Moving away from sole reliance on tankering and treating water directly on site offers a practical alternative. Solutions proven in other industries, such as our WTS20 system used in construction and industrial applications enable automated and reliable on site treatment, efficiently removing contaminants and making water safe for release on site which can significantly reduce tankering costs and minimise the risk of contamination incidents during periods of heavy rainfall.
The same principle applies to cooling fluids which, over time, become contaminated with drilling mud, cuttings and other naturally occurring substances from the reservoir. Once this reaches a certain level, the fluid becomes unusable and must be replaced, creating additional cost burdens. Recycling cooling fluid through separation and treatment technologies, like the WTS20, reduces waste volumes, extends fluid lifespan and addresses both cost and environmental concerns.
Final thoughts
Geothermal has enormous potential, but it is a lower margin sector where efficiency is essential and intelligent cooling and responsible water management are fundamental to commercial viability. Projects that integrate these approaches from the outset will be best positioned to control costs, reduce emissions and deliver geothermal energy at scale.
Scotland and Australia: Powering the Energy Transition Together
Scotland is renowned for its engineering brilliance in tough offshore conditions. After more than five decades in the North Sea, Scottish companies have developed world‑class subsea and marine capabilities that now support the global shift to low‑carbon energy. This deep technical expertise, shaped by real‑world offshore conditions, is increasingly valuable as countries accelerate their energy transition.
Australia is preparing for one of the world’s most significant clean‑energy build‑outs, backed by vast renewable resources and strong ambition. Investment in offshore wind, hydrogen, CCS, solar, and next‑generation technologies is gathering pace, opening major opportunities for collaboration.
Energy Exchange Australia (EXA) returns to Perth from 10–12 March 2026, bringing together more than 8,000 energy professionals. It remains a key forum for reconnecting with industry, sharing knowledge, and exploring the technologies that will shape the coming decades.
Scotland’s Decom Strengths: Built in the North Sea, Ready for the World
Decommissioning is an essential and highly technical part of the energy landscape. Scotland’s supply chain has developed over decades, operating in harsh North Sea conditions that have built deep experience across subsea removal, heavy lifting, well P&A and environmental management.
The NSTA forecasts around £27 billion of UKCS decommissioning expenditure between 2023 and 2032, with more than 2,000 wells expected to be decommissioned by 2033. Scotland already secures a major share of this activity, demonstrating strong capability and readiness to support global markets.
A Strengthening UK–Australia Partnership
In 2024, the UK and Australia signed a partnership to advance offshore decommissioning — a timely alignment of expertise and need. The agreement supports Australia’s Offshore Resources Decommissioning Roadmap and its estimated AU$43 billion in future liabilities. For Scottish companies, it opens new opportunities in well decommissioning, subsea engineering, asset integrity and project planning.
EXA 2026: Scotland Is Ready to Engage
At EXA 2026, Scotland will showcase strengths across offshore wind, tidal energy, hydrogen, CCS, robotics, digital technologies and decommissioning. Fifteen Scottish companies will exhibit at the Scotland Pavilion (Stand A26), presenting innovative solutions for offshore energy and low‑carbon systems. SDI Trade Specialists Linda Miles and Huishan Chapman will be onsite to facilitate introductions and support business engagement. The delegation will enjoy a busy week of exhibiting, presenting, networking, learning, and — most importantly — connecting.
Aerial view of Port of Cromarty Firth, Scotland.
Scotland moves towards clean power future with 1.4GW of onshore wind, solar and tidal secured in latest auction
33 clean energy projects in Scotland with the capacity to generate 1.4GW of electricity have been awarded a Contracts for Difference (CfD) in the latest UK Government auction process.
Scotland continues to be the driving force for the UK’s onshore wind sector as 21 projects with a combined 1.1GW of capacity were awarded contracts as part of Allocation Round 7a (AR7a).
The auction has also procured a record 330MW of solar capacity in Scotland with 11 successful projects. 2.4MW of tidal power was also secured building on Scotland’s world-leading pipeline.
These projects are expected to bolster investor sentiment and strengthen supply chain stability while adding to the £15 billion of economic benefits and 47,000 jobs already delivered by the renewable energy industry in Scotland each year.
The announcement from the Department for Energy and Net Zero comes after two Scottish offshore wind projects secured 1.5GW in a similar auction last month.
The UK Government’s CfD scheme is a financial agreement that supports low-carbon electricity generators by providing a guaranteed price determined through competitive auctions, shielding both projects and consumers from volatile market prices, and ensuring new renewable generation is delivered at best value to consumers.
Claire Mack, Chief Executive of Scottish Renewables, said:
“This auction result is another strong step towards energy independence and will galvanise continued activity throughout the supply chain.
“Scotland’s onshore wind sector continues to lead the UK market with 1.1GW of projects procured today. This builds on our strong capabilities here in Scotland to deploy onshore wind at a scale that delivers clear benefits for consumers and the wider economy.
“Solar power has an important role to play in meeting our future energy needs and the 11 projects that secured contracts will build investor confidence for the sector.
“Scotland’s remarkable marine energy resource gives our tidal sector huge global potential and we are delighted that Orbital has received a contract for its 2.4MW Eday 5 project in Orkney.
“To build on the success of AR7 across all technologies, we urge the UK Government to remain closely engaged with industry to deliver the solutions that tackle highly volatile network charges to ensure future capacity is secured at best value to consumers.”
Navigating OEUK’s
new safe weight limit policy: what you need to know
The UK offshore energy sector is no stranger to evolving safety standards, but the introduction of Offshore Energies UK’s (OEUK) new Safe Weight Limit Policy marks one of the most significant workforcewide changes in recent years.
From November 2026, any worker travelling offshore must not exceed a closed weight of 124kg (19st 5lb), a limit driven by the need to ensure safe helicopter winch rescue capability and other emergency response procedures.
OEUK estimates that more than 2,200 workers are currently above this threshold. Employers therefore face a sensitive and complex period of transition—balancing health and safety duties, employment law obligations, and the practical realities of supporting affected workers.
As an employment lawyer working closely with offshore organisations, here are the key considerations for any organisation or individual in the industry.
1. Understand the rationale behind the policy
The policy stems from a comprehensive review by OEUK, which confirmed that the increasing average weight and body size of offshore workers is creating multiple safety challenges. These include:
• helicopter winch capacity limits in emergency rescues;
• stretcher weight limits and team lifting capability;
• confined space extractions and workingatheight rescue; and
• the cumulative impact on emergency evacuation systems.
While weight related reviews occurred previously in 2008 and 2015, OEUK’s latest analysis showed that risks had reached a point that required a collective industry response. Legally, the driver sits principally in the Offshore Installations (Prevention of Fire and Explosion, and Emergency Response) Regulations 1995, which requires operators to ensure that every person on an installation can be safely evacuated “so far as is reasonably practicable”. If a worker exceeds the safe operational limit of rescue equipment, that legal obligation cannot be met.
This is not, therefore, a discretionary change, it’s a safety and compliance necessity.
By Will Rollinson, Legal Director (employment law), Brodies LLP
2. Make the most of the transitional period
Between now and the policy’s enforcement in November 2026, employers have a crucial window to help workers prepare and clear and consistent communication is essential.
For example, employers must make it clear to their workforce why the policy exists, how it affects them, what support is available, how their weight will be monitored and what the potential employment outcomes are.
Many offshore employers already offer substantial benefits such as gym memberships or discounted access occupational health support and/or health and wellbeing coaching, now is the moment to highlight and, where possible, expand these resources.
From an employment law perspective, robust recordkeeping will be vital later if disputes arise. Employers should evidence:
• Communications issued
• Support offered
• Engagement with occupational health
• Adjustments considered
• Regular checkins with affected workers
This documentation could be essential for defending potential unfair dismissal or discrimination claims.
3. Prepare for recruitment implications
Looking ahead, the weight limit will inevitably influence offshore recruitment processes.
Every offshore worker must already pass an offshore medical, and the weight requirement will simply form part of that assessment. However, employers must handle this carefully:
• you cannot ask for weight details upfront at application stage—it risks discrimination issues;
• job offers should instead be conditional upon passing the offshore medical, including the weight requirement;
• offer letters must explicitly state this condition; and
• employers should prepare for the possibility that some offers may need to be withdrawn if a candidate does not meet the standard.
Handled correctly, this reduces legal risk while maintaining fairness and transparency.
4. Know how to manage the “Can’t vs Won’t” scenario
A challenging distinction will arise between workers who cannot get below 124kg and those who will not attempt to.
For those who won’t engage, employers may be able to rely on conduct or capability processes—after demonstrating reasonable efforts to support them. For those who cannot safely lose weight, the situation is more complex.
However, the absolute weight limit means that—even where health conditions contribute to weight—an employer may still be justified in restricting offshore travel for safety reasons. The key is to follow a fair, welldocumented process before making any decision.
Currently, weight itself is not a protected characteristic, however:
• weight related health conditions may amount to a disability;
• age or sex discrimination claims are also possible if workers argue that particular groups are more likely to be affected.
The sector’s response so far has been encouraging: employers, unions and the workforce recognise the serious safety risk and the necessity of a unified approach. But the next 18 months will determine how effectively and fairly this policy is embedded.
For employers, the priority is clear: support affected workers, communicate transparently, document every step, and prepare now for the employment law implications. Handled well, the policy not only reduces emergency response risk but also contributes to longterm health benefits for the offshore workforce.
Listen to Will’s discussion with Graham Skinner of OEUK for more details about the Safe Weight Limit Policy
The UK’s largest innovation funding consultancy
Leyton is
of business.
Next-Generation Solar Technologies
As the world accelerates toward net-zero goals, solar energy stands as one of the most powerful tools in the renewable arsenal.
Yet, even as traditional silicon photovoltaics have become cheaper and more widespread, researchers continue to seek the next big leap in performance and scalability. Perovskite–silicon tandem solar cells are an emerging technology that has been redefining the limits of solar efficiency and reshaping the future of clean energy production.
Breaking the Efficiency Barrier
Perovskite materials are a class of crystalline compounds known for their exceptional light absorption and tunable properties. So, when layered on top of silicon in tandem structures, these compounds capture a broader spectrum of sunlight, converting more energy into electricity.
Conventional silicon solar cells have a theoretical efficiency ceiling of around 29%, whereas recent breakthroughs have pushed tandem cell efficiencies beyond 33%. Therefore, this results in lower installation costs per watt, greater energy returns, and a dramatic enhancement in the scalability of solar power across industries.
From Lab to Market
The solar industry has learned from experience that moving from a prototype to mass production can be a formidable challenge. Here, innovation is focusing not only on improving material performance but also on manufacturing techniques that can translate breakthroughs into affordable, large-scale deployment.
One of the most promising approaches is roll-to-roll printing, a continuous fabrication process similar to newspaper printing, which enables the rapid and
Authored by Mariusz Kucharek
cost-effective deposition of perovskite films. This method supports flexible substrates, enabling lighter and bendable panels suitable for applications ranging from rooftop arrays to building-integrated photovoltaics (BIPVs). Combined with solution-based processing and reduced material waste, roll-to-roll systems could drive a significant step change in solar production economics.
R&D Driving Commercial Readiness
Research and development in this space is tackling key challenges such as stability, scalability, and durability. While perovskite layers are highly efficient, they have historically struggled with moisture and thermal degradation. Today’s R&D programmes are creating new encapsulation techniques, hybrid architectures, and additive manufacturing processes that enhance longevity without sacrificing performance. For example, researchers are developing multi-layer encapsulation systems using polymer and glass composites that effectively protect perovskite layers from moisture and oxygen (these are two of the primary causes of degradation). These barriers not only improve durability under realworld weather conditions but also extend operational lifetimes closer to those of conventional silicon modules.
Furthermore, several projects are exploring combinations of perovskite with other materials, such as tin-based compounds, to replace lead while maintaining high efficiency. Multi-junction structures that integrate perovskite with gallium arsenide or copper-indium-gallium-selenide (CIGS) layers are also demonstrating excellent thermal stability, ensuring robust performance across varying climates.
Collaborations between universities, research institutes, and private energy companies are proving critical. Pilot projects in the UK, EU, and Asia are moving tandem technologies closer to mass production readiness, supported by public and private funding schemes that recognise their strategic value to sustainable energy infrastructure.
Global Implications
The implications of these advancements extend far beyond technological milestones. For emerging economies and remote regions, perovskite-based solar modules could provide lightweight, portable, and cost-effective alternatives to conventional panels. This opens opportunities for energy access in areas where logistical or financial barriers have historically limited the adoption of renewable energy.
Moreover, tandem solar cells can enhance energy density in space-constrained locations, such as urban rooftops and industrial sites, supporting a more flexible and decentralised energy landscape. As nations strive to decarbonise their power grids, perovskite-silicon integration presents a pathway to accelerate renewable energy penetration while maintaining economic viability.
Environmental Impact
On the environmental front, improved efficiency directly translates into reduced material requirements per watt of power generated. Lower energy payback times and smaller carbon footprints help align the technology with global sustainability goals. Combined with recyclability research and non-toxic material alternatives, the next generation of solar cells could become one of the cleanest and most circular technologies in the renewable sector.
A Brighter Solar Horizon
The emergence of perovskite-silicon tandem solar cells marks a defining moment in the solar revolution. Efficiency records continue to fall, while scalable production techniques bring these innovations closer to commercial reality. With strategic investment in R&D, robust policy frameworks, and international collaboration, the promise of affordable, ultra-efficient solar energy could soon move from laboratories to rooftops worldwide.
an international consulting firm that helps businesses leverage financial nondilutive 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
Aker Solutions awarded long-term MMO frame agreement by Aker BP
Aker Solutions has been awarded a major1 five-year contract with Aker BP for Maintenance, Modification and Operation services (MMO). The contract covers all Aker BP’s key assets on the Norwegian Continental Shelf, including the new Yggdrasil area.
The five-year framework agreement includes options to extend the contract for up to two additional four-year periods starting from March 1, 2026.
The work will be executed within the nextgeneration MMO alliance covering Valhall, Fenris, Ula, EIGA (Edvard Grieg and Ivar Aasen), Skarv, Alvheim, and the Yggdrasil area.
The alliance is designed to raise the bar in project execution and delivery. The goal is to embrace new technology and advanced execution methods to boost productivity, reduce costs, and shorten project lead times by fundamentally changing how we work.
This will be achieved through greater organizational integration, adoption of new digital and AI-driven ways of working, and a commercial model that rewards performance and transformation.
“This contract marks a new chapter for Aker Solutions. We are proud to serve as the MMO provider for the Yggdrasil Area, including three topsides, Hugin A, Hugin B, and Munin. It’s an area that will set a new benchmark for remote operations and low-manned and unmanned production platforms,” said Kjetel Digre, Chief Executive Officer at Aker Solutions.
This contract provides a significant share of local deliveries, creating activity and ripple effects across Norwegian industry. Engineering and project management will be carried out in Stavanger, Sandnessjøen and Mumbai. Fabrication will take place at Aker Solutions’ yards in Egersund and Sandnessjøen. The agreement will also provide work for offshore employees.
“Our alliance is built on trust and long-term commitment. Together, we are at a pivotal moment of transformation - embracing new technology and advanced execution methods to boost productivity, reduce costs, and shorten project lead times by fundamentally changing how we work.” said Digre.
The award will be booked as order intake in the first quarter of 2026, in the Life Cycle segment, representing an estimate of the work to be called off during the five-year fixed period.
1 Aker Solutions defines a major contract as being between NOK 8.0 billion and NOK 12.0 billion
BP awards $1bn deal for O&M on two Azeri fields
Supermajor BP has extended platform and rig operations and maintenance contract with Turan Drilling & Engineering Company on the Azeri Chirag Gunashli (ACG) oil field and the Shah Deniz gas field in the Caspian Sea.
The renewed contract covers operations and maintenance services for eight BPoperated offshore oil and gas production platforms in the Caspian.
These include the Central, East, and West Azeri, Deepwater Gunashli, West Chirag, Chirag, ACE, and Shah Deniz Alpha installations.
The scope encompasses personnel support, maintenance execution, spare parts management, warehousing, and the deployment of a newly established asset integrity and fabric maintenance engineering team.
The contract extension is for an initial term of five years, with three further one-year options. The extension, valued at over $1bn if all options are exercised, will begin in March 2026.
“We believe this contract will help us maintain our commitment to safe, efficient operations aligned with global industry standards,” said Russell Morrice, BP’s VP for wells.
BP has produced around 4.6bn barrels of ACG oil and 264bn cu m of Shah Deniz gas and loaded more than 6,000 tankers at Ceyhan.
Turan Drilling & Engineering Company is a joint venture between SOCAR and USbased Helmerich & Payne.
SLB Awarded Multiple Offshore Drilling Contracts by Mubadala Energy for Tangkulo Deepwater Development in Indonesia
Contracts support offshore gas development with first gas targeted before end of 2028
Global energy technology company SLB has been awarded multiple offshore drilling services contracts by Mubadala Energy, the Abu Dhabi headquartered international energy company, for the Tangkulo natural gas deepwater development and associated exploration and appraisal drilling activities in the Andaman Sea, offshore Indonesia.
Under the awards, SLB will work with Mubadala Energy to deliver integrated drilling and well services across the full well life cycle. The scope includes directional drilling, drilling fluids, cementing, wireline, slickline, coiled tubing, well testing, mud logging and upper and lower completions. The integrated model is designed to streamline execution while enhancing safety, reliability and operational performance.
“This contract award reflects Mubadala Energy’s strategic vision to develop Indonesia’s offshore resources responsibly and efficiently,” said Abdulla Bu Ali, president director, Mubadala Energy Indonesia. “Through this partnership, we will deploy advanced drilling technologies to support safe, efficient execution and delivery of first gas anticipated by end of 2028. The Tangkulo field is a cornerstone project in our Southeast Asia portfolio and underscores our role in supporting Indonesia’s long-term energy security and economic growth.”
The project will leverage SLB’s offshore and deepwater technologies, including real-time downhole monitoring, to reduce operational risk, improve well placement and strengthen project economics.
Transocean secures contracts worth $184m for two rigs
The Encourage rig received a seven-well contract extension, while the Enabler utilised two additional one-well options.
Transocean has secured contract fixtures for its Encourage and Enabler rigs in Norway, amassing a firm backlog of approximately $184m (SFr141.4m).
The Encourage rig received a contract extension covering seven wells.
This extension is projected to provide around 365 days of work and will commence in the first quarter of 2027, continuing seamlessly from its current programme. The contract is expected to add around $152m to the company’s backlog, not including additional services.
Worley secures dual wins across offshore hydrogen and US LNG
Australian offshore engineering company Worley has secured two energy transition contracts, spanning Europe’s offshore hydrogen ambitions and US LNG expansion.
The engineering firm will support AquaDuctus, the GW-scale offshore hydrogen pipeline anchoring the AquaVentus initiative in Germany’s North Sea.
Recognised as an IPCEI, the project enables open-access transport of green hydrogen from offshore wind farms to mainland Europe, linking Germany with the Netherlands, Belgium, Denmark, the UK, and Norway.
Worley’s scope covers the full lifecycle— project development, planning, and execution—including engineering, permitting, EPC supervision, and cost monitoring.
Wood secures contract extension across key assets in the Southern North Sea
Wood, a global leader in consulting and engineering, has secured another 16-month contract extension with Shell U.K. Limited for technical personnel and engineering support services across key assets in the Southern North Sea.
Over 150 Wood specialists will work across the Leman and Sole Pit offshore gas platforms, associated normally unattended installations (NUIs), the Kroonborg walk-towork (W2W) vessel and the Shell-operated Bacton Gas Plant.
The Leman and Sole Pit platforms transport gas supply to the Shell Bacton Gas Plant, which is connected to the National Transmission system and contributes up to 33% of the UK’s gas supply.
Australia’s biggest-ever rig removal to start next week
Santos will next week start work on removing their Harriet Alpha platform, the biggest offshore rig to ever be removed from Australian waters.
Speaking at an Energy Club WA event in Perth, Jason Young – the firm’s general manager of wells, supply chain and decommissioning – spoke about the challenge ahead.
“We’ve got a big program coming up this year – it’s about to start next week, actually – to pull out Harriet Alpha, which will be the biggest platform we’ve pulled out, probably the biggest platform that has been removed in Australia to date.
“So, we’re looking forward to working with our partners, commencing next week, to pull that platform out safely and recycle most of that back here,” he said.
While decommissioning was once an element of the production process which was put off for engineers of the future to worry about, Santos is now well entrenched in having to address the challenges of dealing with their ageing oil and gas infrastructure as the field in which they have operated decline.
“Over the last six years, we’ve probably spent already a billion dollars in decommissioning in offshore through our twin ventures like Chevron on Barrow Island but also in our own operating space,” said
Young, referencing the two FPSOs which have been removed and the 40 wells which have been plugged and abandoned.
With decom work having to become such a focus for Santos, Young said the company has adopted a sustaining decommissioning model.
“We’re keeping a flat activity for the next eight years and just working through our decommissioning obligations, starting with the high risk activities first, and then working down from there.,” he said, adding that approach enables Santos to have a consistent spend of around $200-$300m each year and avoid “peaks and troughs” which in itself drives performance.
“We can start to build our own in house team that can start one project, take the learnings, take it to the next, and that’s where the huge amount of value is going to be. Keeping your good team that we have currently got, and making sure those learnings keep getting passed through, from project to project to project to ride that continuous improvement train,” he said.
Santos announced their intention permanently decommission the Harriet Joint Venture (HJV) offshore platforms
and structures in their September 2024 environment plan which was approved by the Western Australian state government later in the same year.
The plan addressed removing the 13 platforms/structures located in WA state waters, approximately 115km west of the Dampier Archipelago, on Production Licences TL/1, TL/6, TL/8 and TL/9 in the Carnarvon Basin.
The Harriet Alpha platform – which Santos indicated in their plans would be removed to 900mm from the seabed – was installed in 1986 and is located in production licence TL/1 approximately 6km north-east of Varanus Island in approximately 22.8m water depth.
The platform comprises an 8-legged jacket substructure supporting four topsides modules (west deck, east deck, pancake on top of west deck and accommodation) and eight P&A’d wells.
The jacket supports externally nine conductors, four caissons, 10 risers and one I-tube. The jacket is fixed to the seabed via eight grouted sleeve/insert piles which protrude above the mudline by approximately 29m and 17m, respectively (internal to the jacket members).
Harriet Alpha is currently isolated from the wells and flowlines and bypassed subsea, so Harriet Bravo production no longer flows through the Harriet Alpha topsides. Six anode skids are located at the base of the platform.
Harriet Alpha
At the end of 2024 McDermott announced they been awarded the engineering, procurement, removal and disposal (EPRD) contract by Santos for the decommissioning of the Harriet Alpha platform and associated infrastructure, located offshore Western Australia.
At the time Mahesh Swaminathan, McDermott’s Senior Vice President, Subsea and Floating Facilities, said: “This is our largest decommissioning project to date, reflecting our continued commitment to delivering bespoke solutions for the timely, safe, and environmentally responsible removal of infrastructure at the end of its operational life cycle.
“McDermott’s growing decommissioning portfolio in Australia also underscores the commitment we share to continue supporting circularity efforts in a lower carbon economy.”
Global Offshore Decommissioning Market Set to Surge to $16.73 Billion by 2034 as Regulators Tighten the Grip
The global offshore decommissioning market is on the verge of a massive growth supercycle. According to a newly released report by Fortune Business Insights, the sector is projected to nearly double in value, surging from $9.07 billion in 2026 to an unprecedented $16.73 billion by 2034, expanding at a Compound Annual Growth Rate (CAGR) of 7.96%.
The data, set to be featured in the upcoming decommissioning-focused issue of the GEN publication, reveals that this boom is driven not purely by the broader energy transition narrative, but by the unavoidable reality of aging infrastructure, severe asset degradation, and increasingly aggressive regulatory enforcement.
Europe (The North Sea) Remains the Epicenter For the UK and European supply chain, the report confirms that the North Sea remains the undisputed global capital of decommissioning. Europe dominated the global market in 2025, commanding a staggering 49.65% share.
Assets installed in the late 1970s and 1980s originally designed for a 25-year lifespan—have now been pushed to their absolute engineering
limits. With rising integrity risks, advanced corrosion, and escalating maintenance costs, operators find that continued life-extension is no longer economically justifiable or legally permissible.
Regulators are simultaneously closing loopholes. The North Sea Transition Authority (NSTA) recently made headlines by publicly identifying operators falling behind on their plugging and abandonment (P&A) obligations, signaling a new era of strict enforcement where operators must provide full financial assurance for their decommissioning liabilities.
The Shift to “Mega-Contracts” The Fortune Business Insights data highlights a fundamental shift in how decommissioning is being executed. The industry is moving rapidly away from fragmented, multi-vendor projects and toward Integrated Single-Contract (EPCstyle) models.
Operators are now increasingly awarding end-to-end decommissioning contracts to single lead contractors or consortiums to lock in cost certainty, transfer execution risk, and simplify regulatory compliance. Companies with heavy-lift capabilities, subsea services, and certified recycling yards—such as Allseas Group, Heerema, and AF Gruppen—are gaining a massive competitive advantage.
Another ‘major’ North Sea decom job comes AF Offshore’s way
AF Offshore Decom (AFOD), a subsidiary of AF Gruppen, has been hired on a new decommissioning project on the UK Continental Shelf (UKCS) by Ithaca Energy, a North Sea oil and gas operator and producer.
AF Offshore Decom (AFOD), a subsidiary of AF Gruppen, has been hired on a new decommissioning project on the UK Continental Shelf (UKCS) by Ithaca Energy, a North Sea oil and gas operator and producer.
AF Offshore underlined: “This contract strengthens our position as a leading provider of sustainable decommissioning solutions and reflects our effective working relationship with Ithaca Energy.
“We look forward to continue working with Ithaca and our team are ready to get started on these new projects.”
The Alba field lies about 130 miles (210 kilometers) northeast of Aberdeen, in the UK Central North Sea, in water depths of approximately 453 feet (138 meters). Discovered in 1984 in Block 16/26, this is a heavy oil field. The first oil was achieved in January 1994.
The field facilities include a fixed steel platform, the Alba Northern platform, and an FSU, the first to be purpose-built for the UK sector of the North Sea. The field was further developed in 2001 through the addition of the Alba Extreme South subsea production centre.
While Alba’s crude oil is offloaded from the stern of the FSU to a shuttle tanker before being transported to refineries in northwest Europe, the gas is used for fuel and the platform is also connected by a gas line to the Britannia platform in which Ithaca Energy holds a 32.38% non-operated working interest, via a 2.5 mile (4 kilometer) pipeline linking the two facilities.
Egypes
V 30 March - 1 April 2026
, Cairo, Egypt
OTC
V 4 - 7 May 2026
, Houston, Texas
Oman Petroleum + Energy
V 18 - 20 May 2026
, Oman
GEN Energy Cup
V 27 March 2026
, Trump International Links
EXA / CECE
V 10-12 March 2026
, Perth, Australia
Supporting Australia’s Energy Evolution
Anyone with any link or stake in the energy industry and its supply chain is well versed in the changes we are collectively going through. There’s no running or hiding from it – but there’s no reason why we should be either.
Instead, it's about embracing change. It’s about taking new developments in your stride. It’s about adding more strings to your bow, so as if to say, expanding your resources, your area of expertise, and the services you supply.
This is something that ATPI has proudly done over the last ten years; combining our decades of experience (and trusted reputation) in the oil and gas industry with new opportunities to expand into the renewables sector, either through helping existing clients with the move into renewables or welcoming new clients on board. In both cases, though, we remain proud to support everyone involved in the world of traditional energy sources, just as we are proud to support the diversification of the global energy mix.
This has been a global initiative within ATPI, not just refined to any one regional team or base, reflecting the international requirements of the industry and our clients. Within Australia specifically, though, change is well underway.
Industry Evolution in Australia
Like any continent, Australia is undergoing significant transformation, balancing its storied relationship with coal, oil, and gas, while making space for renewable energy sources. This transition is being led part by demand, thanks to the cost competitiveness of renewable sources with solar and wind touted as the cheapest options for new energy sources, part by government policy to produce 82% renewable electricity by the end of the decade, and part by the passage of time; much of Australia’s fabled coal and mining infrastructure has now aged, causing maintenance challenges that can be solved by investing in new energy sources instead. And invest Australia has.
Large-scale solar and wind projects are common across Australia, particularly in New South Wales, Queensland, and Western Australia. Wind farms and power hubs are already generating massive amounts of power, demonstrating huge potential for years to come.
However, this isn’t to say there is no room for oil and gas within Australia. The industry isn’t just a thing of the past in Australia; over the last 12 months, developments on sites such as the Scarborough Energy Project and the Barossa Gas Project have led the way in investment and the demand for skilled workers to drive production.
These simultaneous developments aren’t happening in isolation either. The same story is happening in many regions, proving that these allegedly competing sources can – and should – exist in harmony.
Converting Trusted O&G Support into Renewable-focused Services
The expertise that has driven the success of the oil and gas market has its place in renewables too. As is the case with ATPI.
Heavily experienced in traditional oil, gas, and mining, we have met the demand of our customers to expand our support to wind and solar, delivering workforce management and logistic and travel planning support. Always working closely with our customers, we blend our expertise, in-house technologies, and proven solutions to help champion each industry and supporting supply chain.
The same experience and reputation that helped us pioneer improved energy travel logistics and management globally is now doing the same in renewables while also addressing and overcoming logistic challenges unique to the renewable sector, such as the requirement to arrange accommodation in more remote locations (i.e., apartments and caravans) as opposed to traditional, large-scale crew accommodation that is standard within oil and gas projects.
Many of the services we provide are applicable across industries, with key expertise including:
Our specialists provide a deep knowledge of workforce travel requirements and crew management in traditional and renewable sectors, meaning they are equipped with a track record of delivering seamless travel solutions that streamline operations whether a drilling rig or wind farm.
Duty of care isn’t exclusive to one industry or another; that’s why we prioritise comprehensive 24/7 wellbeing support to safeguard crews throughout journeys, maintaining the highest standards of safety.
Regardless of end location, our industryfocused travel tech and gateway solutions enable smooth travel to overcome logistical obstacles and ensure continuity across the board. We embrace innovation through the cutting-edge tools at our disposal, empowering workforce management and travel.
As Australia’s trusted travel partner, it's our responsibility to ensure that all clients – whether traditional or renewable – have access to support and solutions that are unique to their specific project needs.
Steve Ebbage, Strategic Sales ManagerATPI Australia
Take the stress out of crew travel
Introducing ATPI CrewHub, ATPI’s proprietary booking platform that reimagines travel for large groups.
Drive down costs and speed up the booking process at the click of a button.
