Le groupe norvégien Aker BP, deuxième producteur pétrolier du pays, a annoncé une réévaluation significative des ressources découvertes sur le puits Omega Alfa, rattaché à son projet Yggdrasil en mer du Nord. La société a relevé ses estimations de volumes récupérables de 20-40 millions à 96-134 millions de barils équivalent pétrole (bep), soit plus du triple de l’estimation initiale. Cette mise à jour s’inscrit dans l’objectif plus large d’Aker BP d’atteindre un total de 1 milliard de bep sur l’ensemble du hub, dont les réserves actuelles s’élèvent à 700 millions de bep.
Prévu pour un démarrage en 2027, Yggdrasil regroupe plusieurs découvertes opérées à la fois par Aker BP et par Equinor, entreprise contrôlée par l’État norvégien, combinées dans un seul projet de développement. Le pétrole extrait alimentera le mélange brut Grane, exporté depuis les côtes norvégiennes. Le gaz associé sera quant à lui dirigé vers l’usine de traitement de Kårstø, l’un des centres névralgiques du traitement gazier en Norvège.
Impacts sur le marché du brut Grane
Le brut Grane, caractérisé par une densité relativement élevée (API 27,1) et une teneur moyenne en soufre, intègre déjà des volumes issus des champs Edvard Grieg et Ivar Aasen, également opérés par Aker BP. Selon les déclarations de la société, l’ajout du pétrole de Yggdrasil ne devrait pas entraîner de variation notable dans la qualité du mélange. Le 20 août, le brut Grane a été coté avec une prime de 1,35 dollar par baril par rapport au Dated Brent, selon les évaluations de Platts, division de S&P Global Commodity Insights.
L’intérêt du marché pour les bruts lourds de la mer du Nord s’est intensifié ces dernières années, en partie à cause de la disparition du brut russe Urals sur plusieurs marchés internationaux. Cette évolution a contribué à renforcer la compétitivité des mélanges alternatifs, dont le Grane fait partie.
Coûts revus à la hausse et gouvernance du projet
Aker BP a récemment revu à la hausse le coût total du projet Yggdrasil, qui passe de 11,1 à 12,1 milliards de dollars. Cette augmentation est attribuée à l’évolution des taux de change et à la hausse généralisée des coûts dans l’industrie pétrolière. Malgré cela, l’entreprise indique que le calendrier du projet reste inchangé, avec une mise en production toujours prévue pour 2027.
Le projet est détenu de manière fragmentée par plusieurs acteurs : Aker BP, Equinor et le groupe polonais Orlen figurent parmi les principaux titulaires de licences. Aker ASA détient la plus grande part du capital d’Aker BP avec 21,16 %, suivi de BP avec 15,87 %.
