Forstudie ingeniørutdanning - Subsea

Transkript

1 Forstudie ingeniørutdanning - Subsea Helgeland Kartlegging av interesse og behov, aktuelle kompetansetilbydere og studiemuligheter på Helgeland Utarbeidet av: På oppdrag fra Alstahaug kommune

2 Innhold 1. Sammendrag og anbefaling... 3 a) Sammendrag forstudie... 3 b) Anbefaling for et forprosjekt Innledning en forstudie om ingeniørutdanning inklusive subsea på Helgeland Olje- og gassvirksomheten på Norsk Sokkel... 7 a) Historikk og utvikling... 7 b) Norske havområder... 8 c) Undersøkelsesbrønner, leting og felt i de ulike havområdene... 9 d) Totale ressurser på norsk sokkel e) Uoppdagede ressurser og utviklingen fremover f) Status, forventninger og ringvirkninger i olje- og gassindustrien på Helgeland Status: Regionale leveranser og sysselsetting på Helgeland Forventinger og ringvirkninger fremover: Aktivitet, sysselsetting og verdiskapning, regionale leveranser og utfordringer g) «Subsea» og utviklingen innen olje- og gassindustri Resultater: Kartlegging av behov og interesse for ingeniørutdanning inklusive fagfeltet «subsea» a) Utvikling av kartleggingsmateriell og vurdering av ulike metoder for innsamling av data b) Interesse blant VGS-elever, lærlinger og fagarbeidere på Helgeland Besvarelser Interesse for å ta ingeniørutdanning Interesse for å ta ingeniørutdanning som inkluderer fagfeltet «subsea» Interesse for å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland c) Kompetansebehov, kapasitet og forventinger i bedriftene på Helgeland Ingeniørutdanning og utdanningsveier a) Ingeniørutdanning generelt b) Forkurs og ingeniørutdanning c) Y-veien Kartlegging av aktuelle kompetansetilbydere for ingeniørutdanning og muligheter for faglig ansvar a) Høgskolen i Bergen: Undervannsteknologi, drift og vedlikehold b) Høgskolen i Narvik c) Campus Helgeland Referanser Vedlegg

3 1. Sammendrag og anbefaling a) Sammendrag forstudie Denne forstudien er initiert av Alstahaug Kommune, og er utarbeidet av Studiesenter RKK Ytre Helgeland i perioden september 2013 til februar Formålet med forstudien er å danne et godt fundament for et forprosjekt, der hovedmålet vil være å etablere ingeniørutdanning på bachelornivå på Helgeland, og der fagfeltet «subsea» står sentralt. Utviklingen av olje og gass de senere år på Helgeland, gjør at tilgangen på kompetent arbeidskraft blir viktig i de kommende år. Bedriftenes nåværende og kommende behov for kompetent arbeidskraft er stor og økende. Dette gjeldet blant annet for ingeniører innen flere fagfelt. Subsea brukes i forstudien som en betegnelse for den olje- og gassaktiviteten som foregår under vann og på havbunnen. Subsea-teknologi er en bærebjelke i utviklingen av olje & gassindustrien. At ungdom og voksne har mulighet til å ta utdanning på eller i nærheten av sitt hjemsted er viktig for å øke kompetanse hos de som allerede er i jobb (fagarbeidere og lærlinger). Vi vet også at en høy andel av de som flytter bort for å ta utdanning ikke kommer tilbake. Derfor vil et tilbud om utdanning i nærheten av sitt hjemsted være en viktig faktor for å beholde befolkningen på Helgeland. Forstudien har kartlagt behov og interesse for ingeniørutdanning på Helgeland blant aktuelle VGSelever, lærlinger og fagarbeidere. Vi har ved hjelp av spørreskjema fått over 500 svar fra hele Helgeland. Svarprosenten fra VGS-elever har vært meget høy, mens det dessverre er motsatt for lærlinger og fagarbeidere. Svarene vi har fått inn viser stor interesse for ingeniørutdanning og kan oppsummeres slik: Om lag 75 % er veldig eller litt interessert i ta ingeniørutdanning Over 50 % er veldig eller litt interessert i å ta ingeniørutdanning som inkluderer fagfeltet «subsea» Om lag 50 % er veldig eller litt interessert i å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland Kapasitet, behov og forventinger frem mot 2017, er i samarbeid med Kunnskapsparken Helgeland, kartlagt i mange av petroleumsbedriftene på Helgeland. Gjennom bedriftsnettverket «Olje- og gassnettverk Helgeland» og egne undersøkelser er det gjennomført kartlegging ved hjelp av både spørreskjema og bedriftsmøter. Selskapene i nettverket forventer en betydelig økning i aktiviteten frem mot 2017: Total omsetning forventes å øke med ca. 50 % og petroleumsrettet omsetning forventes å øke med 144 % frem mot Antall sysselsatte forventes å øke med ca. 40 % (over 700 stk), mens antall sysselsatte mot petroleumsrettede leveranser forventes å øke med ca. 50 % (over 250 stk). Aktuelle kompetansetilbydere og kartlegging av muligheter for faglige ansvar for en ingeniørutdanning på Helgeland er i denne forstudien i stor grad knyttet til to miljøer: Høgskolen i Bergen (HiB) med sin bachelor i subsea: «Undervannsteknologi, drift og vedlikehold» og Høgskolen i Narvik (HiN) med sin ingeniørutdanning. 3

4 Kort oppsummert anses mulighetene for å få til noe i samarbeid med HiB på kort sikt rimelig små. Bakgrunnen for dette er sterkt anstrengt personalsituasjon knyttet til subsea-utdanningene som tilbys av HiB. Andre utfordringer og fallgruver i en slik utdanning vil være tilgang på tilstrekkelig antall praksisplasser. På den andre siden er HiN meget interessert i få bidra med tilrettelegging av ingeniørutdanning på Helgeland. Ingeniørstudie fra HiN er allerede planlagt å starte opp høsten 2014 i Campus Helgeland i Mo i Rana med 30 fullfinansierte studieplasser. HiN har i dag tilrettelagt et nettstøttet studietilbud rettet inn mot studenter som ønsker å følge undervisning hjemmefra. Det påregnes noen fellessamlinger i Narvik i enkelte emner (1-2 uker i enkelte semester). I tillegg vil det i enkelte regioner også bli tilbud om varierende grad av lokal oppfølging fra lokale studiesentre. Dette nettstøttede off-campus tilbudet er basert på at studentene følger sine emner på samme tid som de går på campus i Narvik. Det nettstøttede utdanningstilbudet er en del av det offentlige studietilbudet, og dekker studieprogrammene maskin, prosessteknologi, bygg og datateknikk. Elektrostudiet er delvis tilrettelagt som nettstudium. HiN har også hatt tilbud for opptak direkte til 3-årig bacheloringeniør for studenter med bakgrunn i y- vei fra De startet med elektro, åpnet for datateknikk i 2007, og for maskin og prosessteknologi fra Høsten 2014 kommer bygg også med. HiN er også i gang med utprøving av et nettstøttet off-campus tilbud for y-vei, både som fulltidsstudium og deltidsstudium. Det kan bli åpnet som ordinært offentlig studietilbud på alle programmer fra og med høsten Her vil det være ønskelig å få etablert noe lokal støtte, særlig det første studieåret. Detaljer rundt dette er nærmere beskrevet i kapittel 5. Disse mulighetene angir forstudiets anbefalinger for neste fase. b) Anbefaling for et forprosjekt Oppsummert viser både kartlegging av interesse hos elever og studenter på Helgeland, bedriftenes behov for kompetanse og forventinger om utvikling, og kartlegging hos aktuelle kompetanseaktører at det kan være grunnlag, forutsetninger og muligheter for å få etablert ingeniørutdanning på bachelornivå på Helgeland. Aktuelle studieløp bør gjennomføres i samarbeid med Høgskolen i Narvik, og utdanningen bør skje gjennom samordnet opptak. De lokale studiesenter i de fire byene på Helgeland bør ha en sentral rolle i rekruttering og lokal tilrettelegging. Det anbefales at dette samkjøres på best mulig måte mellom de fire studiesentrene på Helgeland i det allerede etablerte nettverket «Studiesenterparaply Helgeland». Forstudiets anbefaling blir derfor at det etableres et forprosjekt som skal jobbe videre med følgende: 1) Realisering av nettstøttet ingeniørutdanning off-campus med lokale studiegrupper i byene på Helgeland i samarbeid med HiN. Både som ordinært ingeniørstudium og på sikt også som Y-vei. Y- vei bør tilrettelegges både som et fulltidsstudium og som et deltidsstudium. Nettstøttet med lokal tilrettelegging og oppfølging (undervisningsrom, lokale veiledere og oppfølging i lokale bedrifter) Avtaler mellom HiN og studiesentrene på Helgeland om lokal tilrettelegging 4

5 Markedsføring-strategi for rekruttering av studenter 2) Realisering av ordinært ingeniørstudie på Campus Helgeland (30 studieplasser) gjennom samarbeid med Kunnskapsparken Helgeland og studiesentrene i byene på Helgeland Avtaler mellom HiN, Kunnskapsparken Helgeland og de øvrige studiesentrene på Helgeland om lokal tilrettelegging (veiledning, praksisplasser, bedriftsbesøk mm) for aktuelle studenter fra de ulike byene Felles informasjons- og markedsføringsmateriell til næringsliv og øvrig befolkning Synliggjøring av verdien av en slik utdanning på Helgeland for næringslivet og for regionen Videreutvikling av ingeniørutdanningen på Helgeland i samarbeid med HiN. Ingeniørtilbudet skal skille seg positivt ut ved å være næringsrettet. Bedrifter skal aktivt bidra i undervisningen, ta imot studenter på bedriftsbesøk og være tilgjengelig i oppgaveskriving 3) Studiesentrene skal i nærmeste fremtid megle og tilrettelegge videreutdanning innen «subsea» i samarbeid med HiN. Avtaler med HiN Tilrettelegge samlingsbaserte studiemoduler på 5-10 studiepoeng innen subsea i samarbeid med lokale bedrifter. Identifisere mulige finansieringskilder. Markedsføringsstrategi for rekruttering av studenter Tilrettelegge undervisningsrom, lokale veiledere og oppfølging i lokale bedrifter 5

6 2. Innledning en forstudie om ingeniørutdanning inklusive subsea på Helgeland Formålet med forstudien er å danne et godt fundament for et forprosjekt, der hovedmålet vil være å etablere ingeniørutdanning på bachelornivå i vår region innen år Ingeniørutdanningen vil inkludere subsea-relaterte fag. Forstudien skal på et overordnet nivå utrede mulighetene og forutsetningene for en slik etablering. Forstudien skal gi en dokumentert resultatvurdering som gir grunnlag for å kunne fatte et vedtak med tilråding om eventuell videreføring i et forprosjekt, alternativt å avslutte med dette forstudiet. Følgende handlingsmål skulle nås: Kartlegge behov og interesse for ingeniørutdannelse med subsea inkludert som fagfelt blant potensielle deltakere (VGS-elever, fagarbeidere og lærlinger) og andre interessenter Kartlegge behov og interesse for ingeniørutdannelse med subsea inkludert som fagfelt blant bedrifter i det lokale og regionale næringslivet Undersøke muligheter og interesse fra aktuelle kompetansetilbydere (Høgskolen i Bergen og Høgskolen i Narvik) for å påta seg det faglige ansvaret for en slik utdanning. Noen av handlingsmålene i den opprinnelige prosjektplanen er av hensiktsmessige grunner lagt til forprosjektet. Disse er da videreført i anbefalingen. Alstahaug kommune er oppdragsgiver for forstudien. Forstudien ble gjennomført i perioden til Studiesenter RKK Ytre Helgeland har vært prosjektansvarlig og prosjektleder har vært Stian Theting, Studiesenter RKK Ytre Helgeland. Forstudien har hatt en styringsgruppe/prosjektgruppe. Denne har fungert som en referansegruppe etter behov for å få nødvendig og riktig kompetanse inn i gjennomføringen av forstudien. I tillegg ble andre ressurspersoner koblet inn. Følgende personer satt i styringsgruppen: Stig Gøran Olsen (Næringssjef, Alstahaug kommune), Bård Anders Langø (Ordfører, Alstahaug kommune), Kjell Magne Tysnes (Statoil), Tove Ormevik (BP), Annbjørg Skjerve (Aker Solution), Sverre Knut Andresen (Alstahaug Næringsforening) og Veslemøy Vilmones (Helgelandsbase). Forstudien har totalt kr i budsjett og er støttet av Statoil og Helgeland Regionråd, begge med kr Behov- og interessekartlegging ble mer omfattende enn først planlagt. Resultatet ble tilfredsstillende og ga viktige signaler til videre arbeid. Det er tatt med et nytt moment i forstudien, som ikke var i den opprinnelige planen. Samarbeid og koordinering av ingeniørutdanningen på Helgeland er blitt aktualisert den siste tiden. Forstudien har trukket frem noen viktige forutsetninger for et slikt samarbeid og har konkretisert dette arbeidet i anbefalingene til forprosjektet. 6

7 3. Olje- og gassvirksomheten på Norsk Sokkel Dette kapittelet er stort sett skrevet med referanser fra Oljedirektoratets rapporter «Fakta 2013» og «Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel -2013». Der andre kilder er brukt er det spesifisert. a) Historikk og utvikling Petroleumsvirksomheten er i dag Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter og eksportverdi. Petroleumsnæringen gir store ringvirkninger over hele landet og over arbeidsplasser kan direkte eller indirekte knyttes til aktivitetene på sokkelen. Gjennom Stortingsmelding 28 ( ) - En næring for framtida om petroleumsvirksomheten, signaliserer regjeringen at de ønsker å legge til rette for en bevisst satsning for å opprettholde produksjonen fra næringen på et meget høyt nivå i generasjoner framover. Regjeringen proklamerte suverenitet over den norske kontinentalsokkelen i mai 1963 og første konsesjonsrunde ble kunngjort 13. april Det ble da tildelt 22 utvinningstillatelser for 78 blokker. Den første letebrønnen ble boret sommeren 1966, men viste seg å være tørr. Det skulle bores 27 undersøkelsesbrønner på norsk sokkel før den første drivverdige petroleumsforekomsten, Ekofisk, ble konstatert i desember Da omfanget av funnet ble kjent, ble det svært attraktivt for oljeselskapene å lete i norske områder, og i løpet av de neste 15 årene ble det gjort flere store funn. Størstedelen av ressursene som er funnet på norsk sokkel, ble påvist i denne perioden, se figur 1. Etter 1986 gikk det lengre tid mellom de store funnene, selv om leteaktiviteten jevnt over var høy. Etter 1997 begynte leteinteressen å avta merkbart, og i 2005 ble bare 12 letebrønner påbegynt. Stigende oljepris og omlegging av letepolitikken bidro til å snu denne trenden, og de siste årene er det gjort flere betydelige funn, som 16-2/6 Johan Sverdrup i Nordsjøen og Johan Castberg (7220/8-1 Skrugard og 7220/7-1 Havis) i Barentshavet. God kunnskap om modne områder, kombinert med mangfold og nye løsninger, har sammen med risikovilje gitt gode resultater. De siste par årene har derfor leteoptimismen vært stor. Figur 1: Ressurstilvekst på norsk sokkel

8 b) Norske havområder De samlede norske havområdene utgjør km², og innefatter havområdene Nordsjøen, Norskehavet, Barentshavet. I tillegg er det et område rundt Jan Mayen. Dette arealet er nesten 6,5 ganger større enn fastlands-norge. Om lag halvparten av arealet består av sedimentære bergarter som kan inneholde petroleum. Figur 2 illustrerer arealstatus på norsk kontinentsokkel per juni Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør er med enkelte unntak åpnet for petroleumsvirksomhet. De åpnede områdene utgjør km². Områdene som ikke er åpnet er Barentshavet sørøst og nord, kystnære områder i Norskehavet, området rundt Jan Mayen og mesteparten av Skagerrak. Figur 2: Arealstatus for norsk kontinentalsokkel per juni

9 c) Undersøkelsesbrønner, leting og felt i de ulike havområdene Siden 1966, da den første undersøkelsesbrønnen på norsk sokkel ble boret sørøst i Nordsjøen, er det boret om lag 895 undersøkelsesbrønner. I Nordsjøen er det boret om lag 615 undersøkelsesbrønner, i Norskehavet 200 og i Barentshavet om lag 80. De første undersøkelsesbrønnene i Norskehavet og Barentshavet ble boret i Letekurvene viser at det ble gjort funn etter få brønner i alle de tre områdene (se figur 3). Figuren viser også at det er funnet betydelig mer ressurser i Nordsjøen enn i Norskehavet og i Barentshavet. Det er påvist fire ganger mer ressurser i Nordsjøen enn i Norskehavet og 14 ganger mer i Nordsjøen enn i Barentshavet. Figur. 3: Påviste og uoppdagede ressurser for Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Med funnet av Ekofisk i 1969 begynte det norske oljeeventyret for alvor. Produksjonen fra feltet startet 15. juni 1971, og i årene etter ble det gjort flere store funn. I 1970-årene var letevirksomheten konsentrert om Nordsjøen, men gradvis ble sokkelen nordover også åpnet for oljevirksomhet. I hver konsesjonsrunde det bare kunngjort et avgrenset antall blokker, og de områdene som så mest lovende ut ble undersøkt først. Det førte til funn i verdensklasse, og produksjonen fra den norske kontinentalsokkelen har vært dominert av store feltene. De fikk navn som Ekofisk, Statfjord, Oseberg, Gullfaks og Troll (se figur 4). Disse feltene har vært, og er fremdeles, svært viktige for utviklingen av petroleumsvirksomheten i Norge. Disse utbyggingene har ført til at det er etablert infrastruktur som flere felt har kunnet knytte seg til. Produksjonen fra flere av disse feltene minker nå, samtidig som flere nye, mindre felt har kommet til. Derfor er produksjonen i dag fordelt på flere felt enn før. 9

10 Figur 4: Historisk tidslinje. Produksjonsår under med funnår i parentes Det er per i dag følgende fordeling av totalt 77 felt i produksjon på norsk sokkel: Nordsjøen (sørlige): 13 felt (Ekofisk knutepunkt) Nordsjøen (midtre): 21 felt (Balder, Sleipner viktig knutepunkt) Nordsjøen (nordlige): 26 felt (2 hovedområder: Tampen, Oseberg/Troll) Norskehavet: 16 felt (bla. Draugen) Barentshavet: 1 felt (Snøvit) Utviklingen av nye felt fortsetter. Figur 5 på neste side viser 12 nye felt som er under utbygging på norsk sokkel. I tillegg til er det vedtatt at 5 nye felt skal bygges ut (deriblant Aasta Hansteen, Gina Krog, Ivar Aasen). 10

11 Figur 5: Felt under utbygging 25 nye felt er i funn- og planleggingsfasen, herunder Johan Sverdrup og Linnorm som to av de største. Funnet av Johan Sverdrup i Nordsjøen er et av de største internasjonale funnene i 2011, og dersom de mest optimistiske anslagene slår til kan feltet inneholde over 300 millioner Sm³ (0,3 milliarder Sm³ o.e.), og dermed være et av de tre største funnene på norsk sokkel. I Barentshavet fant Statoil Skrugard i 2011 og Havis i Disse feltene ble i 2013 omdøpt til Johan Castberg. Foreløpige oppdaterte volumanslag for dette feltet er om lag millioner Sm³ o.e. Fra starten i 1966 til april 2013 er det boret nesten 1430 letebrønner på norsk sokkel. Antallet letebrønner passerte sitt første toppnivå på 1980-tallet med opp mot 50 brønner per år, se figur 6. På 1990-tallet varierte antall brønner fra mellom 20 til nesten 50 letebrønner per år. Fra slutten av 1990-tallet var det stort sett jevn nedgang i antall brønner, en utvikling som endte med at det bare ble boret 12 letebrønner i Etter det har antallet letebrønner tatt seg kraftig opp. Selv om Nordsjøen anses som et modent område, er det fortsatt her det bores flest brønner. Økningen i antall letebrønner etter 2005 er hovedsakelig et resultat av høy oljepris og omleggingene i letepolitikken på begynnelsen av 2000-tallet. 11

12 Figur 6: Antall påbegynte letebrønner Noen felt avslutter også sin produksjon. Per 31/ hadde 12 felt på Norsk sokkel, alle i Nordsjøen, avsluttet produksjonen. d) Totale ressurser på norsk sokkel De totale utvinnbare ressursene på Norsk sokkel er anslått til å ligge innenfor et usikkerhetsspenn (P10 og P90) på mellom 11,4 og 16,4 milliarder Sm³ o.e., med en forventningsverdi på 13,6 milliarder Sm³ (se figur 7 neste side). Disse er fordelt som følger: ca. 44 % er solgt og levert (6,0 milliarder Sm³ o.e) ca. 34 % er reserver og ressurser (4,7 milliarder Sm³ o.e) ca. 22 % er estimerte uoppdagede ressurser (3,0 milliarder Sm³ o.e) 12

13 Figur 7: Fordeling over totale utvinnbare ressurser. Dette betyr at ca. 78 % (10,7 milliarder Sm³ o.e) av de antatte totalt ressurser er påviste. Per var det følgende fordeling av totalt påviste ressurser på Norsk sokkel (se også figur 3): Nordsjøen: ca 76 % (Totalt ca. 8,1 milliarder Sm³ o.e - Fordelt på hhv 3000 milliarder Sm³ gass og 5100 millioner Sm³ væske) Norskehavet: ca 19 % (Totalt ca. 2,0 milliarder Sm³ o.e - Fordelt på hhv 1000 milliarder Sm³ gass og 975 millioner Sm³ væske) Barentshavet: ca 5 % (Totalt ca. 0,6 milliarder Sm³ o.e - Fordelt på hhv 390 milliarder Sm³ gass og 210 millioner Sm³ væske) Av de 10,7 milliarder Sm³ o.e påviste ressursene er hhv 41 % gass (4390 milliarder Sm³ gass) og 59 % væske (6285 millioner Sm³ væske) Det er derimot fortsatt stor usikkerhet i forhold de uoppdagede ressursene, og her er det et sikkerhetsspenn på ca 1,0-5,5 milliarder Sm³ o.e. Nærmere beskrivelser om dette kommer i neste kapittel. e) Uoppdagede ressurser og utviklingen fremover Det er mye olje og gass igjen å finne på norsk sokkel. Stor kunnskap om geologien er en forutsetning for at myndighetene skal kunne spille en avgjørende rolle i ressursforvaltningen. Et godt faktagrunnlag og kjennskap til geologien bidrar til å redusere leterisikoen og letekostnadene på sokkelen. Etter snart 50 år med petroleumsaktivitet er faktagrunnlaget og kunnskapen om petroleumsgeologiske forhold betydelig. Det finnes fortsatt store områder, hvor den geologiske kunnskapen er relativt begrenset. Dessuten viser letehistorien at områder som er ansett som modne, 13

14 kan overraske med store funn. Selv etter 50 års letevirksomhet er usikkerheten stor om størrelsen på de uoppdagede petroleumsressursene på norsk sokkel. Anslaget over uoppdagede ressurser øker. De totale utvinnbare ressursene på norsk sokkel er som tidligere nevnt anslått med en forventningsverdi på 13,6 milliarder Sm³ o.e., med usikkerhetsspenn (P10 og P90) på mellom 11,4 og 16,4 milliarder Sm³ o.e. Oljedirektoratets forventningsverdi er 2980 millioner Sm³ o.e., med en usikkerhet på mellom 935 og 5420 millioner Sm³ o.e. Figur 8 viser fordeling av uoppdagede ressurser på ulike havområder. Figur 8: Anslag for uoppdagede ressurser med usikkerhetsspenn, fordelt på de ulike havområdene (venstre og høyre) og fordelt på væske og gass (høyre) Av de totalt antatt uoppdagede ressursene på 2980 Sm³ o.e er forventningsverdien for væske antatt å være 1520 millioner Sm³ o.e, mens forventningsverdien for gass er satt til 1460 millioner Sm³ o.e per juni Fordelingen av de totale uoppdagede ressursene på hhv væske og gass antas å variere fra havområde til havområde. Væskepotensialet forventes å være størst i Nordsjøen og gasspotensialet anslås å være størst i Barentshavet. Rystad Energys prognosemateriale «Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt» (2012) angir et scenario for kommende offshoreaktivitet i Nord-Norge. Hovedkonklusjonen i analysen er at den langsiktige petroleumsveksten i Norge vil komme i Nord- Norge (se figur 9). En nedgang i produksjonen i Nordsjøen, samtidig som at mer olje og gass vil bli funnet og produsert i Nord-Norge, vil føre til at Barentshavet og Norskehavet samlet vil være en større bidragsyter til olje- og gassproduksjon enn Nordsjøen. Av produksjonen i Nord-Norge vil hoveddelen komme fra økt aktivitet i Barentshavet. Analysen antyder at nedgangen i Nordsjøen vil komme fra , mens økningen fra Barentshavet vil være gradvis frem mot I 2050 estimerer Rystad Energy at ca. 50 % av produksjonen skjer i Barentshavet, mens det i Norskehavet og Nordsjøen henholdsvis produseres ca. 14

15 20-25% og %. Rystad Energy (2012) antyder altså at havområdene utenfor Nord-Norge vil bidra til ca. 75 % av total produksjon på norsk sokkel i Figur 9: Relativ daglig produksjon per provins Rystad Energy (2012) antar at det finnes store ressurser i områder som ikke ennå er åpnet eller tildelt. Ressursanslagene for Nord-Norge kan deles opp i følgende kategorier som angir noe om sikkerhet på anslagene: I og rundt eksisterende felt og utbygginger Tildelte lisenser Områder åpnet for petroleumsvirksomhet, men ikke tildelt Områder som ikke er åpnet og hvor seismikkinnhenting, kunnskapsinnhenting og geofysiske studier pågår. Estimert lokasjon og størrelse av ressursene er gitt på kartet (se figur 10). Som vi ser antar en store ressursanslag for Barentshavet, både på norsk og russisk side. 15

16 Figur 10: Gjenværende ressurser, per område og livssyklus Rystad Energys (2012) viser også estimater på uoppdagede ressurser basert på gjennomsnittlig prospektivitet og areal i både Norskehavet nordøst, Jan Mayen og Barentshavet. Estimatene for Norskehavet nordøst 1,7 milliard fat* o.e., Jan Mayen 0,5 milliard fat o.e. og Barentshavet 9,4 milliard fat o.e (37 % av Barentshavet er på norsk sokkel, resterende andel på russisk). *Fat er en enhet for volummåling av råolje, og andre petroleumsprodukt, tilsvarende 158,99 liter, 42 US gallon. Fat er ikke en SI-enhet. Norske styrings- og forvaltningsmyndigheter for petroleumsvirksomheten har gått over til å bruke standardkubikkmeter Sm³ for volummåling av olje og gass. Forholdet mellom Sm³ og fat er 1: 6,29. Total betyr dette at estimerte uoppdagede ressurser i områdene er på 11,6 milliarder fat o.e, ekskluderer man russisk side betyr det totalt 5,7 milliarder fat o.e. Dette tilsvarer ca. 0,9 milliarder Sm³ o.e. Oljedepartementets forventningsverdi for uoppdagede ressurser er totalt er 2,98 millioner Sm³ o.e (Jfr. kapittel 3e). Uoppdagede ressurser i Nordsjøen er satt til 29 % av dette, mens Norskehavet, Jan Mayen og Barentshavet er satt til 71 %, noe som tilsvarer ca. 2,12 millioner Sm³ o.e. Det er likevel ikke lett å sammenligne Rystad Energys prognosemateriale med Oljedepartementets forventinger for uoppdagede ressurser, fordi de geografiske avgrensningene er noe uklare. Rystad Energys bruker blant annet Norskehavet nordøst. Det er verd å merke seg at begge kildene påpeker at usikkerheten er stor på ressursanslagene i områder som enda ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. Det kan likevel konkluderes med at Petroleumsindustrien i Norge kommer til å bevege seg nordover, og at store uoppdagede felt finnes utenfor Nord-Norge. 16

17 f) Status, forventninger og ringvirkninger i olje- og gassindustrien på Helgeland Helgeland består av kommunene Bindal, Sømna, Brønnøy, Vega, Vevelstad, Herøy, Alstahaug, Leirfjord, Vefsn, Grane, Hattfjelldal, Dønna, Nesna, Hemnes, Rana, Lurøy, Træna og Rødøy. Området dekker kommunene fra grensen mot Nord-Trøndelag fylke og distriktet Namdalen i sør opp til Saltfjellet i nord, hvor det grenser til regionen Salten. Distriktet har nær innbyggere og dekker et areal på km². Helgeland er et av de viktigste områdene for fiskeoppdrett i Norge (og i verden). Det produseres årlig store mengder laks og ørret i regionen, og en del av dette bearbeides før det går til eksport. Regionen har også en betydelig prosessindustri og en voksende offshoreleverandørindustri. Innen olje- og gassindustrien er det forsyningsbase i Sandnessjøen, Alstahaug og helikopterbase i Brønnøysund. Industrimiljøene i Mosjøen og på Mo driver også med fabrikasjon og vedlikehold mot olje- og gassvirksomheten. Bilde 1: Drift- og forsyningsbasen i Sandnessjøen Basevirksomhet i på Helgeland og i Sandnessjøen var tidligere tilknyttet til Nornefeltet. Erfaringer fra de første årene var at ringvirkningene var svake. De senere år har også oppbygningen av Skarvfeltet ført til økt aktivitet i regionen. Statoil, BP, Helgelandsbase, Asco og Aker Solutions er noen av de viktige bedriftene som er etablerte her. Det er forventet at oppstart på Aasta Hansteen-feltet vil øke aktiviteten og styrke både forsyningsbasen i Sandnessjøen, helikopterbasen i Brønnøysund og leverandøraktiviteten i regionen. 17

18 Eirik F. Hansen, PetroArtic Sandnessjøen, har oppsummert viktige hendelser for Helgeland på følgende måte: 1) Vedtak om forsyningsbase for Norne. 2) Vedtak om forsyningsbase og driftsstøtteenhet for Skarv. Kommende vedtak i perioden : 3) Vedtak om forsyningsbase for Aasta Hansteen. 4) Vedtak om base for subseaverktøy for Skuld, Aasta Hansteen og Skarv. Helgeland får sterk økning i aktiviteten i forbindelse med feltutbyggingen på Aasta Hansteen, og magasinet Petro Puls (2014) beskriver følgende aktiviteter for sentrale bedrifter: Helgelandsbase får basedrift under boring, utbygging, og drift av feltet. Helikopter skal fly fra Brønnøysund. Subsea 7 vil drive sine marine operasjoner med sju-åtte konstruksjons- og subseafartøyer ut av Sandnessjøen, med oppstart i løpet av de kommende måneder. Aker Solutions starter senere i vår byggingen av bunnrammene til subsea-utstyret på anlegget i Sandnessjøen. Statoil er dessuten sentral i etableringen av subsea-basen i Sandnessjøen (se også side 34). Momek i Mo i Rana skal lage sugeankrene til feltinstallasjonen for Subsea 7, og Wasco Energy har lagt klargjøringen av den 480 kilometer lange rørledningen Polarled til Mo i Rana. Molab fikk nylig en rammekontrakt med Statoil på å utføre miljøanalyser fra hele norsk sokkel. Status: Regionale leveranser og sysselsetting på Helgeland Levert-undersøkelsene fra Kunnskapsparken i Bodø viser en oversikt over petroleumsrelatert leverandørindustri i Nord-Norge, der selskaper med bransjespesifikke leveranser blir kartlagt. Undersøkelsene baserer seg på kartlegging av leveranser til petroleumssektoren (petroleumsrelatert omsetning) og sysselsetting. Undersøkelsene skiller også mellom fylkene Nordland, Troms og Finnmark i sin kartlegging, og siste rapport kom i Denne visste status for Menon (2012) har også på bakgrunn av Levert 2011 (Kunnskapsparken Bodø, 2012) laget en oversikt i sin rapport. Regionale leveranser på Helgeland I 2012 var de petroleumsrelaterte leveransene fra Helgeland på ca 1310 millioner kroner Dette var en økning på over 50 % fra 2011, da leveransene var ca 860 millioner kroner. Det var også en fordobling av tilsvarende leveranser i 2008, da de var ca 650 millioner kr (Kunnskapsparken Bodø, 2013). 18

19 De petroleumsrelaterte leveransene fra Helgeland utgjorde i 2012 ca 54 % av leveransene fra hele Nordland (1,31 mrd NOK av 2,42 mrd NOK). Leveransene fra Helgeland var i 2012 fordelt på følgende måte: Mo i Rana: 485,9 millioner kroner (Hemnes, Nesna og Rana) Sandnessjøen: 456,3 millioner kroner (Alstahaug, Dønna, Herøy, Leirfjord, Lurøy og Træna) Brønnøysund: 343,6 millioner kroner (Bindal, Brønnøy, Sømna, Vega og Vevelstad) Mosjøen: 24,9 millioner kroner (Grane, Hattfjelldal og Vefsn) Mo i Rana, Sandessjøen og Brønnøysund har økning leveranser fra 2011 til 2012 på henholdsvis ca 50 %, 50 % og 70 %. Mens utviklingen i Mo i Rana og Brønnøysund har variert fra år til år siden 2008, har Sandnessjøen hatt en jevn stigning i leveranser og hadde i 2012 ca tre ganger høyere omsetning enn i På årets siste dag i 2012 kom endelig produksjonen i gang på Skarv-skipet. Skipet som har vært på plass utenfor Helgelandskysten siden sensommeren 2011 har gitt mye arbeid til den lokale leverandørindustrien, og da særlig Helgeland V&M. De to produksjonsskipene (Skarv og Norne) utenfor Helgelandskysten har gitt betydelig økning i leveransene fra Sandnessjøen og Brønnøysund. Svært mye av aktiviteten i regionen har sitt utspring i de to forsyningsbasene ASCO og Helgelandsbase, som begge er lokalisert på Horvnes. I Brønnøysund er det i stor grad økt aktivitet på sjø- og helikoptertransport som sørger for veksten. Det er stor optimisme å spore hos leverandørindustrien i Mo i Rana-regionen. Det vil også komme verdier fra nyetableringer, og da er det særlig knyttet forventninger til Wasco Energy sin etablering med rørbase og coatingfabrikk i forbindelse med utbyggingen av Polarled. Tradisjonelle industrileveranser, samt avfallshåndtering og shipping kjennetegner regionens leveranser. Som tidligere år finner man lav aktivitet i Mosjøen. Til tross for at Mosjøen på mange måter kan regnes for å være en industriregion, har leveransene mot petroleumssektoren vært beskjedne. Figur 11 viser verdien av leveransene fra de enkelte regionene i 2011 (Menon, 2012). Figur 11: Leveranser til petroleumssektoren i 2011 fordelt på regioner 19

20 Basert på Levert 2011 fra Kunnskapsparken Bodø (2012) viser Menon (2012) i sin rapport en oversikt over leveransebedriftene i vår region. De har i sin analyse inkludert Senja og Midt-Troms, slik at tallene er ikke helt sammenlignbare med tallene for bare Nordland i Levert Mens Levert 2011 har 106 bransjespesifikke bedrifter i Nordland, har Menon (2012) 155 bedrifter i sitt utredningsområde. I 2011 var Helgeland regionen med flest leverandører, hvor 56 bedrifter hadde hatt leveranser til petroleumssektoren, etterfulgt av Harstad-regionen, Salten og Midt-Troms med henholdsvis 27, 26, og 20 bedrifter som hadde hatt leveranser. I Ofoten hadde 12 bedrifter leveranser (Menon, 2012). I følge Levert 2012 var det 105 leverandører i Nordland, og dermed ingen endring fra 2011 (Kunnskapsparken, 2013). I Levert 2010 var det 86 bedrifter i Nordland med leveranser til petroleumssektoren. Sysselsetting på Helgeland Basert på Levert 2011 fra Kunnskapsparken Bodø (2012) viser Menon (2012) i sin rapport en oversikt over bedriftenes sysselsetting i regionene i deres utvalg. Ca 18 prosent av årsverkene i bedriftene var knyttet til petroleumsrelaterte leveranser. Kunnskapsparken Bodø (2012) viser i Levert 2011 at 942 årsverk i Nordland var knyttet til petroleumsrelaterte leveranser. Dette betyr opp mot 50 % av årsverkene i denne sektoren i Nordland er på Helgeland. Figur 12 viser hvordan disse fordeler seg på de enkelte regionene. Helgeland er størst med ca. 450 årsverk knyttet til petroleumssektoren. Menon (2012) anslår at petroleumsrelaterte årsverk i Sandnessjøen var i Figur 12: Petroleumsrelaterte årsverk i 2011 fordelt på regioner 20

21 Forventinger og ringvirkninger fremover: Aktivitet, sysselsetting og verdiskapning, regionale leveranser og utfordringer Menon Business Economics har på oppdrag fra Olje- og energidepartementet, og i samarbeid med og Universitetet i Nordland og Kunnskapsparken Bodø, laget en analyse om «Samfunns- og næringsmessige ringvirkninger av petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet» (Menon, 2012). Rystad Energys prognosemateriale (2012) har også sett på aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt. De viktigste funn i disse rapportene for Helgeland vil i det følgende bli oppsummert. Aktivitet i Nord-Norge og på Helgeland Basert på funn allerede gjort og nye funn på lengre sikt i Barentshavet og Norskehavet Nord antyder Rystad Energys prognosemateriale (2012) at det forventes mangedobling av aktiviteten fremover for Nord-Norge fra 30 milliarder i 2012 til 300 milliarder per år i Nivået på boring i Norskehavet nord har vært jevnt økende. I 2013 forventes det at 19 brønner vil bli boret og at det vil være behov for 2-3 rigger for å dekke dette. I 2016 og 2017 vil produksjonsboring på Aasta Hansteen pågå og det anslås at henholdsvis 23 og 24 brønner vil bli boret. Det antas at det vil være behov for 3-4 rigger tilstede i Norskehavet Nord for å dekke dette (Rystad Energy, 2012) Menons modellberegninger er gjort med utgangspunkt i de aktivitetsbilder Oljedirektoratet har utarbeidet for de aktuelle områdene. Figur 13 viser en oversikt over de ulike deler av Norskehavet og status på de ulike områdene/blokkene. Figur 13: Oversikt over de ulike deler av Norskehavet og status på de ulike områdene/blokkene. 21

22 Oljedirektoratet har laget to aktivitetsbilder - et høyt og et lavt. I høyt aktivitetsbilde ligger det inne totale lete- og investeringskostnader i områdene for om lag 260 milliarder. I dette høye aktivitetsbildet inngår til sammen tre flytende eller bunnfaste plattformer i Nordland IV, V og VI, mens det i Nordland VII og Troms II er en subsea-løsning med ilandføring. Oljedirektoratet antar årlige driftskostnader tilsvarende en milliarder kroner i hvert utbyggingsområde. Samlede driftskostnader ved åpning av alle områder blir altså fire milliarder kroner per år. Ved lavt aktivitetsbilde ligger det inne samlede lete- og investeringskostnader på om lag 75 milliarder kroner. I det lave aktivitetsbildet ligger det ikke inne drivverdige funn i Nordland IV og V. I alternativet er det også lagt inn en bunnfast plattform i Nordland VI og et mindre ilandføringsanlegg i enten Senjaregionen eller Midt-Tromsregionen. Driftskostnadene i det lave aktivitetsbildet er også fire milliarder. Menon (2012) viser også mulig lokalisering av de ulike funksjonene forsyningsbase, landanlegg og driftsorganisasjon (se tabell 1), og analysen fra Menon (2012) har lagt til grunn at Helgeland kan betjene felter i Nordland IV og V. Intervjuer med baseselskaper og aktører i næringen fremhever at Helgeland også kan betjene Nordland VI. Dersom Helgeland også betjener Nordland VI, kan de effekter vi beregner for Salten tillegges Helgeland. Tabell 1: Mulig lokalisering av ulike funksjoner av petroleumsaktiviteten Menon (2012) antyder det relativt sterk vekst på Helgeland fremover, blant annet drevet av vekst i prosessindustri og maritim/olje og gass. Uåpnede deler av Norskehavet kan bidra til å forsterke forventet vekst. Dette illustreres av figuren nedenfor, hvor vekstanslag for de ulike regionene frem mot 2020 angis. Som det fremgår av figur 14, antas Helgeland å være blant regionene med sterkest vekst. 22

23 Figur 14: Vekstanslag for ulike regioner i utredningsområdet frem mot 2020 Sysselsetting og verdiskapning Analysen til Menon (2012) viser lokale og regionale sysselsettings- og verdiskapingsvirkninger av en eventuell petroleumsvirksomhet i uåpnede deler av Nordland IV og VI, samt av eventuell åpning av områdene Nordland VI, Nordland VII og Troms II. I tabell 2 nedenfor oppsummeres de totale sysselsettings- og verdiskapingseffekter på Helgeland som følge av mulig petroleumsvirksomhet, fordelt på høyt og lavt aktivitetsbilde. Tabell 2: Totale sysselsettings- og verdiskapingseffekter på Helgeland. Verdiskaping i millioner kroner I figur 15 på neste side vises effekt i form av sysselsetting og verdiskaping ved høyt aktivitetsbilde. I figuren har vi lagt til grunn at Helgeland kan betjene felter i Nordland IV og V. Dersom Helgeland også betjener Nordland VI, vil effektene bli om lag 30 prosent høyere ved høyt aktivitetsbilde. Som det fremgår av figur 15 er det beregnet at man i letefasen vil ha en sysselsettingseffekt på om lag 170 sysselsatte og en verdiskapingseffekt på om lag 130 millioner. I investeringsfasen, som starter i 2021, er det beregnet sysselsettingseffekten til rundt 650 sysselsatte. Verdiskapingseffekten i denne 23

24 fasen er om lag 500 millioner. I driftsfasen er det beregnet at sysselsettingseffekten til å ligge på rundt 400 i begynnelsen av perioden, og i underkant av 60 i slutten av perioden. Ved slutten av perioden vil effekten på sysselsetting og verdiskaping være knyttet til Helgelands leveranser til andre regioner, ettersom produksjon i Nordland IV og V i Oljedirektoratets aktivitetsbilde da er ferdig. Menon (2012) har valgt å legge all aktivitet knyttet til mulige felter til Helgeland, dvs. både forsyningsbase og driftsorganisasjon. Det er imidlertid ikke gitt at driftskontoret legges til Helgeland. For å skape synergieffekter, kan det tenkes at driftsorganisasjonen legges til områder som allerede huser andre driftsorganisasjoner, som for eksempel Harstad eller Stjørdal. Det er grunn til å tro at fremtidig aktivitet vil utnytte helikopterbasen som er bygget opp i Brønnøysund. Dersom driftsorganisasjonen ikke legges til Helgeland, vil de sysselsettingseffekter som vi presenterer reduseres med årsverk per år i driftsfasen. Harstad-regionen vil naturligvis da også få den verdiskaping som følger med driftsorganisasjonen. Helgeland har i dag en samlet sysselsetting på og en samlet verdiskaping på om lag 20 milliarder. Økt petroleumsvirksomhet ved at feltene i Nordland IV, V og VI betjenes fra Helgeland vil altså øke sysselsettingen med 1,4 prosent fra dagens nivå, mens verdiskapingen vil øke med mellom 1,1 og 3 prosent. Figur 15: Effekt på verdiskaping og sysselsetting som følge av leting, utbygging og drift, høyt alternativ Ved et lavt aktivitetsbilde vil Helgeland oppleve en langt svakere utvikling i sysselsettingen og verdiskaping (figur 16). Effektene vil da være knyttet til effektene i letefasen, som ifølge figuren over utgjør henholdsvis 170 sysselsatte og 120 millioner i verdiskaping. 24

25 Figur 16: Antall sysselsatte på Helgeland som følge av åpning av nye områder ved lavt aktivitetsnivå Marked for regionale leveranser Rystad Energy (2012) anslår at markedet for regionale leveranser forventes å øke betydelig frem mot Fremstillingene i figur 17 viser at markedet for regionale leveranser vil øke i Norskehavet nord, og vil nå en ny topp med Aasta Hansteen-utbyggingen. De viktigste segmentene er vedlikehold, rigg og logistikk. Av de totale total innkjøpene fra oljeselskapene vil det regionale markedet utgjøre rundt 25 % i perioden Figur 17: Mulig marked for regionale leveranser Norskehavet 25

26 Utfordringer for økt aktivitet: Kapasitet og kompetanse I Levert-undersøkelsen 2011 (Kunnskapsparken Bodø, 2012) gjorde en kartlegging av hva leverandørbedriftene mente var de største begrensningene/utfordringene for å få ny/økt aktivitet mot petroleumssektoren. Bedriftene nevnte følgende begrensinger/utfordringer flest ganger når det gjelder kapasitet og kompetanse (i rangert rekkefølge): Konkurranse med mer etablerte leverandører andre steder i landet Kompetanseutvikling og tilgang på kvalifisert arbeidskraft Åpning av nye felt samt ny aktivitet i nord Kontraktstørrelse i forhold til størrelsen på bedriften Bedriften ser ingen spesielle utfordringer Godkjenninger/sertifiseringer/krav/dokumentasjon Egen kapasitet Politiske rammebetingelser og miljøfokus Skape nettverk og forpliktende samarbeid Det etterspørres varer/tjenester bedriften ikke evner å levere Tilbakemeldingene viser at de samme hovedutfordringene/begrensningene som gjaldt i 2010, også er gjeldende for Utfordringene knyttet til konkurranse med etablerte leverandører andre steder i landet, kompetanseutvikling og tilgang på arbeidskraft, samt kontraktstørrelse i forhold til størrelse på bedriften henger på mange måter sammen (Kunnskapsparken Bodø, 2012). I Nordland blir det oftest nevnt at tilgangen på kvalifisert arbeidskraft er en utfordring/begrensning. Arbeidskraft med de riktige kvalifikasjoner koster, og mange av leveransene mot petroleumsnæringen er for de mindre selskapene kortsiktige eller enkeltleveranser. Bedriftene, da særlig de små, er derfor noe reserverte i satsingen mot petroleumsnæringen (Kunnskapsparken Bodø, 2012). Utbygging vil øke etterspørselen etter personer med høyere utdannelse, og gjøre spesialiseringsnivået på Helgeland marginalt høyere (Menon, 2012). På grunn av tiltagende spesialiseringsnivå blant olje- og gasselskapene, leverandørindustrien samt i offentlig sektor, er det grunn til å anta at mer enn 50 prosent av sysselsettingseffekten vil rette seg mot personer med utdannelse på universitets- og høyskolenivå. Av en sysselsettingseffekt på rundt 400 i en driftsfase i høyt aktivitetsnivå, vil trolig rundt halvparten rette seg mot arbeidskraft med utdannelse på høyskole- og universitetsnivå. Helgeland har i dag rundt mennesker med en høyere akademisk utdannelse og om lag med lavere universitets- og høyskolegrad. Det er grunn til å anta at antall og andel høyere utdannelse stiger betraktelig frem mot en eventuell investerings- og driftsfase som følge av vekst i regionen og tiltagende utdanningsnivå i befolkningen. Sett i forhold til total, relevant arbeidsstokk er sysselsettingseffekten relativt marginal. Det antas derfor at store deler av den økte sysselsettingen kan løses gjennom økt tilflytting og gjennom overgang fra andre næringer. For bedre tilgang på høyt utdannet kompetanse bør det imidlertid satses på å øke utdanningskapasiteten i regionen, særlig innen tekniske fag. Økt utdanningskapasitet kan oppnås både gjennom å øke utdanningskapasiteten ved tradisjonelle utdanningslinjer og gjennom utdanning og videreutdanning på arbeidsplassen (Menon, 2012). 26

27 g) «Subsea» og utviklingen innen olje- og gassindustri Olje- og gassvirksomheten i Norskehavet står for ca 1/3 av Norges petroleumsproduksjon. I Norskehavet er de nye funnene nær de utbygde feltene, og Norskehavet er allerede etablert som et betydelig subsea-område med utstrakt bruk av havbunnsinstallasjoner. På norsk sokkel utgjør subsea-brønnene nå rundt 50% av alle brønner (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). De siste årene er tilrettelegging og fokus på subsea-virksomheten blitt stadig viktigere. Tiden for de store feltutbyggingene med selvstendige installasjoner på havflaten er trolig over, og veksten vil komme som havbunnsutbygginger med tilknytninger (subsea tie-back) til eksisterende installasjoner. Det er en sentral utfordring å opprettholde produksjonen fra felt som allerede er i produksjon. Gjennom subseautbygginger vil mindre felt knyttes til eksisterende installasjoner, opprettholde produksjonen og forlenge installasjonenes levetid. Dette kan medføre omfattende modifikasjonsprosjekter for forlengelse av installasjonenes levetid, eksempelvis planlegger Shell å gjennomføre prosjekter som forlenger Draugens levetid fra opprinnelig 2014 til 2035 (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). Statoil (2010) viser at det samlet er mange prospekter og planlagte prosjekter i Norskehavet de kommende årene. Statoil står for rundt 80 % av olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel. Statoil har definert et fast track konsept som gjør at tiden fra funn til produksjon kan halveres ved å bruke velkjente løsninger for tilknytning av mindre felt til eksisterende installasjoner. Dette gjør at løsning og utbygging går fra «skreddersøm til hyllevare. Statoil definerer 3 av 4 funn på norsk sokkel som små, og for å bygge ut disse funnene er det behov for en brønnramme, få antall brønner samt bruk av standardisert utstyr. Selv om funnene betegnes som marginale felt, tilsvarer det likevel store industriprosjekter med investeringer på mellom 4 og 10 milliarder NOK (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). Definisjon «Subsea» brukes i forstudien som en betegnelse for den olje- og gassaktiviteten som foregår under vann og på havbunnen. Dette dekker også NCE Subsea (Norwegian Center of Expertise) sitt begrep undervannsindustrien som fellesbetegnelse for industrien tilknyttet til havbunns produksjon av olje og gass (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). Subsea felt Et Subseafelt omfatter: Egne selvstendige utbygginger på havbunnen med rørledning til prosessanlegg på land, eksempelvis Ormen Lange til Nyhamna i Aukra kommune og Snøhvit til Melkøya i Hammerfest kommune Mindre olje og gassfelt som bygges ut på havbunnen og kobles opp mot eksisterende installasjoner (plattformer, skip og rørledninger) 27

28 Markedet Markedet innen subsea kan deles inn i følgende to hovedområder: Ny-markedet: design og engineering, fabrikasjon og installasjon Ettermarkedet: vedlikeholds- og modifikasjonsmarkedet (V&M) for anlegg i drift I tilknytning til dette kommer mobilisering og demobilisering samt omfattende fartøyvirksomhet for bl.a. ROV-operasjoner (Remote Operating Vessel, miniubåt) (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). Subsea installasjoner kan grovt deles inn i: Subsea templates: bunnrammer inkl subsea brønner/brønnsystemer ( juletrær ), kontrollmoduler, manifoiler, prosess- og kompresjonsutstyr med mer Umbilicals: elektriske ledningssystem på havbunnen for strømforsyning, styring med mer Pipelines/flowlines: rørledninger på havbunnen for transport av olje/gass/vann Risere: stigerør som forbinder subseainstallasjonene med de flytende enhetene Havbunnsutstyret er designet for en levetid på år. Vedlikehold og oppgraderinger av allerede installert utstyr, i kombinasjon med økende antall nye havbunnsutbygginger, tilsier en betydelig utvikling i årene som kommer. Det stilles strenge krav til vedlikehold og testing av havbunnsutstyr. Det er økende krav til dokumentasjon av kompetanse, både i form av formell utdanning og nye sertifiseringer for ulike arbeidsoperasjoner (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). Bildet under viser et eksempel på en subsea-installasjon illustrert av et subsea-selskapet FMC Technologies. Bilde 2: Subsea-installasjon Illustrasjon (FMC Technologies) Når havbunnsutstyret er installert er det avgjørende å ha effektive intervensjonssystemer for å kunne utføre modifikasjoner og reparasjoner i brønnen og på havbunnen. Det er utviklet egne høykapasitetsfartøyer for inspeksjon, vedlikehold og reparasjon (IMR), lett brønnintervensjon (LWI- 28

29 Light Well Intervention) og boring av sidesteg gjennom borerøret (TTRD- Through Tubular Roating Drilling) på havbunnen for å sikre kort responstid samt høy produktivitet og utvinningsgrad. Bilde 3 under viser Subsea7 s IMR*-skip «Seven Viking», som ble levert i Subsea7 har inngått 5 års kontrakt med Statoil for leie av nytt skip for ROV-operasjoner, vedlikehold og reparasjoner i Norskehavet og Nordsjøen. (*IMR = Inspection, Maintenance and Repair). Bilde 3: Eksempel på subsea IMR-skipet «Seven Viking» (Subsea 7) Utviklingstrekk I Nordsjøen i juni 1994 startet den første fullskala subsea-installasjonen Tordis å produsere olje. Statoil mener at subseautviklingen nå er kommet til 5. generasjon etter starten på midten av 80- tallet. Tabell 3 under viser utviklingen av Subsea teknologi fra 1986 og frem til i dag (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012 fra Statoil). Tabell 3: Utviklingen innen subsea-teknologi (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012 fra Statoil). 1. generasjon Mulighetsvurdering 2. generasjon Forenklede og kostnadseffektive løsninger 3. generasjon Systemene ble mindre, mer funksjonelle og billigere å bygge, samt at utvinningsgraden ble høyere 4. generasjon Utvinning av olje og gass fra før umulige felt 5. generasjon Økt utvinning fra subsea-brønner 29

30 Kjernen i subsea-produksjon er bruk av ny teknologi for havbunns- og ned-i-hulls -produksjon. Det er fortsatt betydelige utfordringer knyttet til anlegg på havbunnen. Spesielt gjelder dette i forhold til høye temperaturer og høyt trykk som stiller store krav til utstyret, lavere utvinningsgrad i subsea-felt, feltene er vanskeligere tilgjengelig, behov for kraftforsyning over lengre avstander, kostnader, økte sikkerhets- og miljøutfordringer, og ikke minst behov for ny teknologi for eksempel for å håndtere sandproblematikk (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). Sentrale utviklingstrekk for subsea-virksomheten: Havbunnsbrønner øker i omfang med boring stadig lengre fra land, på dypere vann (flere stigerør) og under tøffere klimaforhold Lengre avstander til fast/flytende installasjon for tilkobling eller ilandføring Stadig høyere trykk og temperatur i olje og gasstrømmen Fokus på fast track -utbygginger, dvs. økt standardisering av utbyggingskonsept og utstyr Produksjons-/levetiden for felt i produksjon økes Havbunnskompresjon (trykket økes ved kompressorer på havbunnen) vil gi % høyere gassutvinning enn kompresjon på plattform Økt separasjon og prosessering på havbunnen Større og mer komplekst utstyr og verktøy Større og mer avanserte fartøy som kan foreta mer komplekse operasjoner Økt utvinningsgrad fra subseabrønner, noe som vil kreve økt vedlikehold som igjen fører til økende antall brønnintervensjoner (LWI - Light Well Intervention/Lett brønnintervensjon) Nye former for boring, eks rotasjonsboring gjennom eksisterende produksjonsbrønner (TTRD Through Tubular Roating Drilling) Dette stiller nye krav til at infrastrukturen som skal betjene aktiviteten må tilpasses for å håndtere større, tyngre og mer avansert utstyr. Neste steg i utviklingen er havbunns kompresjon som innebærer installering av store moduler (templates) på havbunnen. Statoil skal installere havbunnskompresjon på Åsgard, og Shell har en fullskala kompresjonspilot til testing for Ormen Lange på Nyhamna. Åsgard er det første feltet i verden som skal ta i bruk gasskompresjon på havbunnen. Ormen Lange pilot har verdens første kompressorsystem hvor også alle kraftfordelingsmoduler er installert under vann, og prosjektet representerer en betydelig utvikling innen havbunnsteknologi (Kristiansund og omegn vekst AS, 2012). Subsea teknologi gir mange spennende muligheter og utfordringer for fremtiden. Statoils konserndirektør for Teknologi, Margareth Øvrum, har ambisjoner om at det innen 2020 er utviklet en komplett plattform på havbunnen som inkluderer både raffinering og separasjonsteknologi (se visjonsbilde neste side). 30

31 Bilde 4: Visjon - Subsea-fabrikken (Statoil) Flere oljeselskaper har stor satsning mot subsea-virksomhet i fremtiden, og Kristiansund og omegn vekst AS (2012) nevner blant annet: Statoil har ambisjon om å kunne ha adgang til alle mulige felt i Arktis fra land ved hjelp av subseakonstruksjoner innen Ormen Lange medførte ilandføring fra subseafelt over 120 km, men nå diskuteres subseainstallasjoner på felt km fra land. Det russiske feltet Shtokman ligger 600 km fra land, der en gjennomført havbunnsløsning også har vært diskutert (ref. FMC Technologies landssjef i Russland, Endre Smestad til Petronord ). Shell-gruppen har vedtatt å legge sitt kompetansesenter for «subsea» i Europa, Midtøsten og Afrika til Stavanger. Begrunnelsen for dette er den omfattende subsea-porteføljen Shell har i Norge samt at de to store globale leverandørene, FMC og Aker Solutions, er tungt etablert i Norge. Senteret vil etter hvert også ta oppgaver utenfor Norge. Siemens vedtok i 2010 en stor satsing på å bygge opp selskapets subseateknologi i Norge for produksjon av utstyr for havbunnprosessering. Selskapet kjøpte vinteren 2011 to subsea-selskaper i Norge. Det er etablert et eget teknologisenter i Trondheim og selskapet har i tillegg planer om å bygge opp egen fabrikk som skal bygge undervanns kraftsystemer. Subseafelt og Polarled under planlegging i Norskehavet Som beskrevet ovenfor er det en stadig utviklende innen olje- og gassindustrien under havoverflaten, og flere felt i produksjon og fremtidige felt har og vil få stor grad av subsea-teknologi. Skuld Skuld er et oljefelt som ligger i Norskehavet nord for Norne, på om lag 340 meter havdyp. Skuld ble påvist i 2010 og bygd ut med brønnrammer tilknyttet til Norne FPSO som et hurtigutbyggingsprosjekt («fast-track»). Boring av utvinningsbrønner startet i mars 2012, og produksjonsstart var mars Skuld er så langt det raskeste av Statoils 12 «fast-track»- prosjekter målt fra funn til produksjon. Feltet er utbygd ved tre standard bunnrammer med seks produksjonsbrønner og tre brønner for vanninjeksjon. Oppkobling til produksjonsskipet Norne via et 14 tommers produksjonsrør og styringskabel. Eiere: Statoil (64 %), Petoro (24,5 %), Eni (11,5 %) 31

32 Bilde 5: Felt-illustrasjon av Skuld Aasta Hansteen Aasta Hansteen er et gassfelt og ble påvist i Feltet ligger om lag 320 kilometer vest for Bodø. Havdypet i området er 1270 meter. Reservoaret ligg på om lag 3000 meter og inneholder gass i sandstein i Nise-formasjonen av kritt alder. To brønner som ble boret i nærheten av hverandre påviste flere gassressurser som kan bli knyttet til en felles utbygging. Aasta Hansteen vil bli bygd ut med et flytende feltsenter, den første Spar-plattformen i Norge og verden største. Asta Hansteeninnretningen kan bli feltsenter for andre funn i området i framtida. Utbygginga er avhengig av nye løsninger for gasstransport fra Norskehavet. For å frakte gassen til markedet har det blitt besluttet å bygge Polarled. Polarled er en rørledning på om lag 480 kilometer langt gassrør til ca 25 milliarder kroner som skal starte ved feltet og gå frem til Nyhamna i nærheten av Molde (se bildet på neste side). Polarled er avhengig av at Aasta Hansteen realiseres, og motsatt. Planlagt oppstart av produksjon i desember Eiere: Statoil (75 %), ExxonMobil (15 %), ConocoPhillips (10 %). Bilde 6: Spar-plattformen på Aasta Hansteen (illustrasjon fra Statoil) 32

33 Linnorm Funnet er et gassfelt som ligger på Haltenbanken, om lag 40 kilometer nordvest for Draugen og 20 kilometer vest for Njord. Havdypet er om lag 310 meter. Den anbefalte utbyggingsløsningen for feltet er en havbunnsutbygging med installasjon av to brønnrammer, hver med to brønner, og tilknytning til Draugenplattformen for prosessering og eksport. Shell er operatør for både Draugen og Linnorm. Linnorm vil trolig være en del av den større Aasta Hansteen-utbyggingen som vil kunne utløse flere andre feltutbygginger. Eierne har vurdert framtiden for Linnormprosjektet, og det har vært stor usikkerhet rundt dette feltet det siste året (se lengre ned). Planlagt oppstart av produksjon i Eiere: Shell (30 %), Petoro (30 %), Total (20 %), Statoil (20 %) Zidane Funnet er et gassfelt lokalisert omtrent 15 km nordvest for Heidrunfeltet i Norskehavet, og består av to separate strukturer: Zidane øst og Zidane vest. Zidane øst ble påvist i Havbunnrammer knyttet til Heidrun-plattformen er den mest sannsynlige utbyggingsløsningen. Planlagt produksjonsstart for feltet er i Eiere: RWE Dea Norge (40 %), Edison International Norway Branch (20 %), Maersk Oil Norway AS (20 %), OMV Norge (20 %) Bilde 7: Felt og Polarled utenfor Nordland 33

34 Da Statoil i 2013 år leverte utbyggingsplan for Aasta Hansteen-feltet og Polarled var flere utbyggingsprosjekter tegnet inn langs den 480 kilometer lange rørledningen til Nyhamna (Offshore.no, 2014). Zidane skulle knyttes til Heidrun og eksportere gassen gjennom det nye røret. Linnorm skulle gjøre det samme via Draugen. Et eget rør mellom Polarled og Kristin-plattformen skulle knytte ny infrastruktur opp mot eksisterende infrastruktur på Haltenbanken, Åsgard Transport. I januar 2014 er Linnorm og Kristin gasseksport skrinlagt, mens Zidane fortsatt er i det blå. Nye skatteregler og usikkerhet i gassmarkedet får skylden. Aasta Hansteen er på sin side avhengig av Polarled - og motsatt. Uten Polarled kommer ikke Aasta-gassen til markedene - og uten Aasta Hansteen vil det foreløpig ikke være behov nok for at Polarled realiseres (Offshore.no, 2014). Subsea på Helgeland: Aktuelle subseabedrifter - deres funksjoner og tjenester Aker Solutions har kjøpt et fabrikasjonsanlegg i Sandnessjøen for å kunne betjene markedet for fabrikasjonstjenester i Norskehavet og nordover. Oppkjøpet er del av selskapets Nord-Norge strategi. Anlegget vil kunne utføre oppdrag innen flere disipliner i forbindelse med subsea-utbygginger, men også tradisjonelle plattform- og landanlegg. En subseapark trekke til seg ingeniørkompetanse, marine entreprenørselskaper og annen avansert mekanisk industri. I februar 2014 vant Helgelandsbase anbudet for subseaverksted og lager i Sandnessjøen (Helgeland Arbeiderblad, 2014). I følge avisen skal Helgelandsbase bygge et verksted for service på subseautstyr, sammen med lager og kontorer på Horvnes for 150 millioner kroner. Dette opplyses av Statoil og BP på en pressekonferanse på Horvnes. De to selskapene skal leie anlegget i minst 20 år framover. Anlegget på over sju tusen kvadratmeter skal stå ferdig høsten Subseabasen vil skape nye arbeidsplasser og ringvirkninger i regionen. - «Vi er svært fornøyde med å ha vunnet anbudet om subseaverksted og lager. Kontrakten har en varighet på 20 år og det betyr at Helgelandsbase kan se fremover og satse langsiktig. Etableringen av subseaanlegget i Sandnessjøen er også positivt med hensyn til ringvirkninger for lokale leverandører», sier administrerende direktør i Helgelandsbase, Jann Greger Winsents i en pressemelding. Statoil vil være ansvarlig for å drifte subseaverksted og lager på vegne av Skarv, Norne og Aasta Hansteen-lisensene. Kontraktinngåelsen er første trinn for å realisere subseaverksted og lager i Sandnessjøen. Verkstedet vil bidra til enda mer effektive subsea-aktiviteter i Norskehavet og vil gi betydelige ringvirkninger i regionen, skriver Statoil og BP i pressemeldingen. - «Norne-feltet er et av de største undervannsopererte felt på norsk sokkel og vi står foran en betydelig aktivitetsøkning i Norskehavet med Aasta Hansteen-utbyggingen. Det har vært viktig for Statoil å få på plass et subseaverksted og lager i Sandnessjøen. Dette vil gi bedre beredskap og kostnadseffektiv støtte for våre subsea-aktiviteter i området», sier Astrid Sørensen, ansvarlig for felles operasjoner i Utvikling og produksjon Norge i Statoil. 34

35 4. Resultater: Kartlegging av behov og interesse for ingeniørutdanning inklusive fagfeltet «subsea» a) Utvikling av kartleggingsmateriell og vurdering av ulike metoder for innsamling av data Forstudien har i stor grad basert seg på intervju, spørreundersøkelser og direkte dialog per mail og telefon med aktuelle interessenter. Når det gjelder karlegging av behov og interesse ble det utarbeidet spørreskjema for VGS-elever, lærlinger og fagarbeidere og aktuelle bedrifter (vedlegg 1,2,3). I samarbeid med blant annet våre partnere i «Kompetanseutvikling Helgeland»/«Studiesenterparaply Helgeland» ble det gjort grundige vurderinger på hvordan en skulle gjennomføre kartlegging av interesse blant elever, lærlinger og fagarbeidere. På de store VGS-skolene på Helgeland ble det opprettet kontakt med rektor eller rådgiverne (Mo i Rana, Mosjøen, Sandnessjøen og Brønnøysund). Gjennom disse er spørreskjema spredd til aktuelle studieretninger og gjennomført manuelt. Dette ga meget høy svarprosent. Det ble samtidig bestemt at spørreskjemaene skulle spres blant de mest aktuelle VGS-elevene, som ble antatt å være: Studiespesialisering VG 1, matteklassene R1 VG2 og R2 VG 3, og de mest aktuelle yrkesfaglige studieretningene på VG1 og VG 2 (elektro VG 1 og VG 2, TIP VG 1 og TIP VG 2 (industriteknologi, brønnteknikk, Kjemi og prosess mm), byggfag VG 1 og VG 2, service og samferdsel VG 1 og VG 2). Når det gjelder læringer og fagarbeidere ble det opprettet kontakt med alle opplæringskontorene på Helgeland (Mo i Rana, Mosjøen, Sandnessjøen og Brønnøysund), som gjennom sine nettverk har sendt spørreskjemaet ut per mail. Her har det vært utfordrende å få god respons. Noen av de ansatte på opplæringskontorene har gjennomført undersøkelsen manuelt. Spørreskjemaet er også spredd via våre samarbeidspartnere Kunnskapsparken Helgeland og Mosjøen Studiesenter til aktuelle studenter som tar forkurs i henholdsvis Mo i Rana og Mosjøen, og som har svart manuelt. Følgende spørsmål ble stilt i spørreundersøkelsen: 1) Hvor interessert er du i å ta ingeniørutdanning? 2) Hvor interessert er du i ta ingeniørutdanning som inkluderer fagfeltet «subsea»? 3) Hvor interessert er du i å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland? 4) Hvordan ønsker du å ta en eventuell ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland? Kartlegging av bedrifter ble i stor grad gjort i samarbeid med Kunnskapsparken Helgeland, som har kartlagt kapasitet, kompetanse og forventninger frem mot 2017 i bedriftsnettverket «Olje- og gassnettverk Helgeland. Det ble foretatt ytterligere en spørreundersøkelse til bedrifter i samarbeid med Kunnskapsparken Helgeland som gjennom nettverket har gjennomført undersøkelsen manuelt på nettverkssamling. I tillegg har vi gjennomført bedriftsbesøk med utfyllende intervju og spørreskjema med aktuelle bedrifter i vår region. 35

36 b) Interesse blant VGS-elever, lærlinger og fagarbeidere på Helgeland Besvarelser Totalt har vi fått inn 589 besvarelser på våre spørreskjema. Dette fordeler seg som følger: Videregående skoler på Helgeland: Det er 542 besvarelser totalt. Av dette er 38 fra idrettsfag (udefinert årstrinn) og 10 fra studiespesialisering VG 1 (musikk og udefinert). Disse er 48 tatt ut av analysene, fordi de ikke anses som en del av utvalget. 494 besvarelser i utvalget. Se vedlegg 5. Lærlinger og fagarbeidere: 22 besvarelser. Disse kommer fra Sandnessjøen og Mosjøen. Forkurs-studenter: 25 besvarelser. Disse kommer fra forkurs-studenter i Mosjøen og Mo i Rana. Interesse for å ta ingeniørutdanning Resultatene fra spørreundersøkelsene viser at det er stor interesse for å ta ingeniørutdanning blant VGS-elever, lærlinger og fagarbeidere på Helgeland. Blant VGS-elevene i utvalget er ca 76 % (377 stk) interessert i ta ingeniørutdanning. Av disse er ca 26 % (129 stk) veldig interessert, mens ca 50 % (248 stk) er litt interessert (se figur 18). Veldig interessert Litt interessert 10 % 14 % 26 % Ikke interessert Vet ikke 50 % Figur 18: Prosentvis fordeling for grad av interesse for å ta ingeniørutdanning blant VGS-elever på Helgeland Dersom man ser på utvalg av VGS-elever viser undersøkelsene at interessen er svært stor blant de som tar studiespesialising med matematikk (R2 og R1-elvever). Av totalt 133 R1- og R2-elever er hele 91 % (118 stk) interessert i ta ingeniørutdanning (Se figur 19) 36

37 8 % 3 % Veldig interessert Litt interessert Ikke interessert 37 % Vet ikke 52 % Figur 19: Prosentvis fordeling for grad av interesse for å ta ingeniørutdanning blant R1 og R2 VGSelever på Helgeland Blant de yrkesfaglige VGS-elevene er interessen også høy og på omtrent på samme nivå som blant VGS-elever generelt. Ca. 73 % totalt 317 på yrkesfag sier de er interessert i ta ingeniørutdanning. Av disse er 23 % veldig interessert og 50 % litt interessert. Interessen blant lærlinger, fagarbeidere og de som tar forkurs ingeniør på Helgeland er også høy. Resultatene kan bare vise en tendens, fordi antall besvarte spørreskjema er svært begrenset. Over 80 % av lærlinger og fagarbeidere svarer at de er interessert, og hele 50 % av disse er veldig interessert. Av de som tar forkurs ingeniør på Mo og i Mosjøen er naturlig nok interessen svært høy. 96 % er interesserte, og hele 80 % (20 av 25 stk) er veldig interesserte. Interesse for å ta ingeniørutdanning som inkluderer fagfeltet «subsea» Det er også relativt stor interesse for å ta subsea-ingeniørutdanning blant VGS-elever, lærlinger og fagarbeidere på Helgeland. Naturlig nok er interessen noe lavere enn de som ønsker å ta ingeniørutdanning generelt. Blant VGS-elevene i utvalget er ca 53 % (264 stk) interessert i ta subsea-ingeniørutdanning. Av disse er ca 11 % (56 stk) veldig interessert, mens ca 42 % (206 stk) er litt interessert (se figur 20). Hele 28 % (135 stk) svarer vet ikke. Selv om det i spørreskjema står en forklaring på subsea-begrepet, vil det være naturlig å anta at årsaken til at såpass mange svarer «vet ikke» er manglende kunnskap om fagfeltet subsea. At andelen interesserte er lavere enn for ingeniørutdanning generelt er naturlig siden subsea er ett av mange fagfelt. 37

38 28 % 11 % Veldig interessert Litt interessert Ikke interessert Vet ikke 19 % 42 % Figur 20: Prosentvis fordeling for grad av interesse for å ta subsea-ingeniørutdanning blant VGSelever på Helgeland Dersom man ser på utvalg av VGS-elever viser undersøkelsene at det ikke store forskjeller mellom interessen blant de som tar studiespesialisering med matematikk (R2 og R1-elever) og de som tar yrkesfag. Av totalt 133 R1- og R2-elever er henholdsvis 13 og 51 elever veldig eller litt interessert i ta subseaingeniørutdanning (totalt 48 %), men på yrkesfag er tilsvarende henholdsvis 41 og 142 (totalt 58 %). Interesse blant lærlinger, fagarbeidere og de som tar forkurs ingeniør på Helgeland er begge noe høyere enn blant VGS-elevene. Som tidligere nevnt kan resultatene her kan bare vise en tendens. Over 80 % (18 av 22) av lærlinger og fagarbeidere svarer at de er interessert, men de fleste av disse er litt interessert (68 %). Av de som tar forkurs på Mo og i Mosjøen er ca. 76 % interessert, de fleste av også disse er litt interesserte (60 %). Interesse for å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland Interesse for å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland blant VGS-elever, lærlinger og fagarbeidere på Helgeland er generelt sett stor. Variasjonen mellom de ulike målgruppene og mellom de forskjellige studieretningene på VGS er imidlertid større på dette området enn på de to foregående spørsmålene. Blant VGS-elevene i utvalget er ca 50 % (246 stk) interessert i ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland. Av disse er ca 11 % (52 stk) veldig interessert, mens ca 39 % (194 stk) er litt interessert (se figur 21). 27 % (131 stk) svarer vet ikke. 38

39 23 % 11 % Veldig interessert Litt interessert Ikke interessert Vet ikke 27 % 39 % Figur 21: Prosentvis fordeling for grad av interesse for å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland blant VGS-elever på Helgeland. Dersom man ser på utvalg av VGS-elever viser undersøkelsene at interessen for å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland varierer mye mellom de ulike studieretningene. Blant de som tar studiespesialising med matematikk (R2 og R1-elvever) er interessen klart lavere enn blant de som tar yrkesfag. Blant R1 og R2-elever er det bare totalt 37 % som er interesserte og bare 5 % (6 av 133) er veldig interesserte. Omtrent halvparten (47 %) er ikke interesserte (se figur 22). Blant de som tar yrkesfag er imidlertid interessen høyrere, og ca. 60 % er interesserte. 14 % (44 stk) er veldig interesserte. Den mest åpenbare tolkingen til dette kan være at mange av R1 og R2 elevene allerede har «staket ut kursen», og ønsker å ta ingeniørutdanning i de store byene, mens flere av de som tar yrkesfag i større grad ser for seg å bo og jobbe på hjemstedet. Veldig interessert 16 % 5 % 32 % Litt interessert Ikke interessert Vet ikke 47 % Figur 22: Prosentvis fordeling for grad av interesse for å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland blant R1 og R2 VGS-elever på Helgeland. 39

40 Interesse å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland blant lærlinger, fagarbeidere og de som tar forkurs ingeniør på Helgeland er for begge enda høyere enn blant VGS-elevene. Som tidligere nevnt kan resultatene her kan bare vise en tendens. Nesten 70 % (15 av 22) av lærlinger og fagarbeidere svarer at de er interessert, og hele 50 % (11 stk) er veldig interessert. Av de som tar forkurs på Mo og i Mosjøen er ca 84 % (21 av 25) interessert, jevnt fordelt på veldig og litt interessert. Hvordan ønskes det å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland? For mange av de spurte vil svaret gi seg selv. For R1 og R2-elever vil det naturlige valget være ordinært ingeniørstudium. For de som tar yrkesfag og for lærlinger og fagarbeidere vil valgene enten være forkurs ingeniør med påfølgende ordinært ingeniørstudium eller Y-veien. For de som allerede går forkurs ingeniør vil naturligvis valget være ordinært ingeniørstudium. Mange av de spurte svarer i tråd med dette. Det mest oppsiktsvekkende funnet i denne sammenheng er at hele 47 % av alle VGS-elever svarer «Vet ikke» på dette (se figur 23). Dette gjelder både for R1 og R2 elever (50 %) og yrkesfaglige elevene (43 %). Funnene viser at det trolig er behov for større grad av informasjon om hvilke muligheter utdanningsveier man kan ta for å bli ingeniør. Et annet funn er at de spurte fagarbeiderne og lærlingene tenderer til å foretrekke Y-veien fremfor forkurs. Ca. 66 % av de spurte fortrekker Y-veien, mens bare ca. 11 % ønsker forkurs. Som tidligere nevnt kan resultatene her kan bare vise en tendens. Y-veien (100%) 47 % 21 % 12 % Y-veien (50%) Forkurs/Nor Ing.s Vet ikke 20 % Figur 23: Prosentvis fordeling for hvordan det ønskes å ta ingeniørutdanning tilrettelagt på Helgeland blant VGS-elever generelt på Helgeland 40

41 c) Kompetansebehov, kapasitet og forventinger i bedriftene på Helgeland «Olje- og gassnettverk Helgeland» (OGH) er organisert som et regionalt bedriftsnettverksprosjekt under leverandørnettverket Petro Arctic, med Kunnskapsparken Helgeland og Sentrum Næringshage som samarbeider om prosjektledelse og gjennomføring av tiltak. Nettverket består pr. d.d. av 52 medlemsbedrifter. Bedriftene har betydelig leveranser til petroleumssektoren, og de er alle lokaliserte på Helgeland. Nettverket skal bidra til å utvikle og kvalifisere leverandørbedriftene gjennom styrket samarbeid, kompetansebygging, markedskunnskap og synliggjøring, og øke de regionale ringvirkningene av eksisterende og nye feltutbygginger i Nord-Norge. Av totalt 52 medlemsbedrifter i OGH har 42 bedrifter besvart undersøkelsen. Følgende bedrifter har besvart undersøkelsen: Aker Solutions, Aqua Rock, Asco, Bilfinger, BM Elektro, Bring, Certex, DNV, Erling Haug, Front Subsea, Helgeland gass, Helgeland Industrier, Helgeland Invest, Helgeland V&M, Helgelandsbase, IKM Minic, Inkubator Helgeland, Kjøleservice Helgeland, Kunnskapsparken Helgeland, Løkaas, Tools Løvold, Miljøteknikk Terrateam, Mo Industripark, Miras Industries, Mo shipping, Molab, Momek Group, Mosjøen kulde og klima, News on request, Ramco, Sandnessjøen Gjenvinning, SAR Nordmiljø, Sentrum Næringshage, Sinus, Slipen mekaniske, Svetek, Tess, Torghatten ASA, Truck Tek, Wasco Coating Norway, Weldservices, Westcon Helgeland. Omsetning Samlet omsetning for bedriftene i nettverket var i overkant av 6,2 milliarder kroner i Petroleumsrettet omsetning var 959 millioner kr. Figur 24 på neste side viser nettverket samlende forventinger frem mot 2017 sammenlignet med Dette betyr at bedriftenes tror deres petroleumsrelaterte omsetning vil øke med over 140 % frem mot 2017, og at den totale omsetningen vil øke med ca. 50 %. Figur 24: Bedriftenes egne forventinger til utvikling i omsetning i OGH fra 2012 til

42 Kompetanse og sysselsetting I 2012 sysselsatte nettverkets bedrifter i overkant av 1900 personer på Helgeland, der til sammen 540 personer jobbet med petroleumsrelaterte leveranser. I 2017 forventes det at bedriftene i nettverket sysselsetter drøyt 2600 personer, der over 800 av disse jobber med petroleumsrettede leveranser. Dette betyr at bedriftene forventer en økning i antall sysselsatte som jobber med petroleum på ca. 50 % eller over 250 stk (se figur 25). Figur 25: Bedriftenes egne forventinger til utvikling i sysselsetting i OGH fra 2012 til Utfordringer for økt aktivitet Nedenfor følger problemområdene som skaper de største utfordringene for bedriftene i nettverket for å øke aktiviteten mot petroleumsnæringen. Rekruttering av fagkompetanse og styrking av kompetansen i regionen mangel på ingeniører og spesialkompetanse knyttet til næringen Strenge krav til kvalifisering og sertifisering For store kontrakter - behov for større lokalt leverandørmiljø Finansiell styrke til å håndtere og komme i posisjon på store kontrakter Behov for langsiktige og forutsigbare kontrakter Strenge innkjøpskriterier hindrer nisjeleveranser og nyskapning For små ressurser til å markedsføre og synliggjøre vår kompetanse mot næringen Rekruttering av fagkompetanse og styrking av kompetansen i regionen er den utfordringen flest nevner er problematisk for å kunne øke aktiviteten. I rapporten «Kompetanse- og rekrutteringsbehov» utarbeidet av Kunnskapsparken Helgeland i 2012 sier 30 % av bedriftene at de har sagt nei til oppdrag på grunn av mangel på personell med rett kompetanse. Det er grunn til å tro at dette fortsatt er tilfellet for bedriftene i nettverket per