Le champ pétrolier Johan Castberg, situé en mer de Barents, marque une étape importante dans l’exploration des ressources énergétiques de l’Arctique. Avec une capacité attendue de 220 000 barils par jour, il devient une base essentielle pour l’exploitation future de cette région encore largement sous-explorée. Ce projet répond aux besoins d’approvisionnement énergétique de l’Europe, alors que les champs pétroliers de la mer du Nord approchent de la phase de déclin. L’achèvement du projet Castberg est prévu pour le quatrième trimestre de 2024 et sa position stratégique pourrait accélérer d’autres projets dans la région, notamment le champ Wisting, encore plus éloigné des côtes.
L’intérêt pour cette région est stimulé par de nouvelles technologies d’imagerie sismique qui permettent une meilleure compréhension des ressources potentielles. Ces avancées technologiques offrent des images plus précises, permettant ainsi d’identifier de nouveaux gisements, ce qui ouvre la voie à une intensification de l’exploration. La Norvège, en tant que fournisseur majeur d’énergie en Europe, doit impérativement diversifier ses ressources et maintenir ses capacités de production, malgré les difficultés liées aux infrastructures en Arctique.
Le dilemme du transport du gaz arctique
L’un des principaux enjeux du développement gazier dans la mer de Barents est le transport des ressources vers les marchés européens. Actuellement, le gaz de la région est traité à l’usine de liquéfaction de Melkøya, mais cette installation est déjà utilisée à pleine capacité par le champ Snøhvit. À court terme, une solution doit être trouvée pour transporter les volumes supplémentaires de gaz, car l’Europe, en particulier après 2025, fera face à une réduction significative des livraisons de gaz en provenance de la mer du Nord.
Le projet d’un nouveau gazoduc reliant la mer de Barents au réseau existant en Norvège, soutenu par l’opérateur de pipelines Gassco, pourrait être une solution, mais il dépend de la découverte de volumes suffisants pour justifier une telle infrastructure. Equinor, principal opérateur dans la région, continue d’évaluer cette option tout en investissant dans l’exploration pour maximiser le potentiel gazier de la région. Cependant, la construction de nouveaux pipelines pose des défis logistiques considérables, notamment en raison de l’éloignement des installations.
Des perspectives d’exploration malgré les incertitudes
Malgré les difficultés, l’avenir de l’exploration en mer de Barents semble prometteur. La dernière campagne sismique menée dans la région a révélé de nouvelles perspectives pour les compagnies pétrolières et gazières. Contrairement aux zones proches de la frontière russe, peu fructueuses jusqu’à présent, l’attention se tourne désormais vers l’ouest de la mer de Barents, plus près de la mer de Norvège. Des découvertes de gaz ou de pétrole dans cette zone seraient décisives pour motiver de nouveaux investissements dans l’infrastructure de transport.
Toutefois, la situation actuelle reflète un problème classique d’« œuf et poule » : l’absence d’infrastructures freine les investissements en exploration, et le manque de ressources découvertes ralentit le développement d’infrastructures. Le potentiel reste donc largement inexploité, malgré les progrès technologiques. Des entreprises telles que Var Energi, en partenariat avec Equinor, continuent de jouer un rôle central dans ces développements, mais des efforts supplémentaires seront nécessaires pour garantir un avenir durable pour l’industrie dans cette région.
Le déclin des champs de la mer du Nord : un défi pour la Norvège
En parallèle, le secteur pétrolier et gazier de la mer du Nord est confronté à un défi de taille. Les grands champs comme Johan Sverdrup, mis en service en 2019, approchent de leur pic de production, et la baisse prévue dès la fin de l’année est une source de préoccupation. La Norvège, dépendante de ces ressources pour ses exportations énergétiques, devra intensifier ses efforts d’exploration dans d’autres zones pour compenser ce déclin.
L’infrastructure existante, bien que robuste, pourrait ne pas être suffisante pour faire face à une diminution rapide des volumes. L’avenir du système d’exportation, qui alimente plusieurs pays européens et le Royaume-Uni, pourrait nécessiter des ajustements importants au fil des prochaines décennies. Les flux de gaz et de pétrole pourraient être redirigés, mais cela prendra du temps, et le succès de ces ajustements dépendra largement de la capacité de la Norvège à maintenir ses niveaux de production.
Un cadre réglementaire en évolution
Le cadre réglementaire norvégien s’est également adapté aux préoccupations environnementales, limitant les nouvelles licences d’exploration aux zones déjà connues sous le régime de « pré-définition » au lieu des cycles classiques de licences numérotées, autrefois plus vastes. Cette restriction freine pour l’instant l’exploration dans des zones plus éloignées, mais certains observateurs prévoient un retour à des cycles plus ouverts après les élections de 2025.
Malgré cette évolution, l’industrie norvégienne conserve une base solide grâce à des acteurs engagés dans l’exploration et l’exploitation, comme Aker BP et Harbour Energy, qui cherchent à maximiser les opportunités offertes par les ressources existantes. Cependant, à long terme, la Norvège devra réévaluer sa stratégie pour rester un fournisseur clé d’énergie en Europe, alors que la demande continue de croître.
