Harbour Energy, le 17 mars, a annoncé l’augmentation de sa production cette année. Elle peut compter sur le lancement de nouveaux projets et l’intensification des activités de forage. Linda Cook, PDG, déclare :
« 2021 a été une année de transformation, avec la réalisation de la fusion, notre troisième transaction importante depuis 2017. »
La société britannique vise, cette année, une production annuelle entre 190 000 et 210 000 barils équivalents pétrole par jour. Elle a déjà produit 219 000 bep/j au cours des deux premiers mois, et a augmenté sa production de 175 000 bep/j en 2021.
Harbour Energy multiplie les projets
Pour accélérer son développement, Harbour Energy multiplie les projets. Elle a déclaré qu’elle était sur le point de démarrer son projet gazier, Tolmount, qui a été longtemps retardé. Ce dernier doit débuter à la fin du mois de mars. Avec celui-ci, la production de gaz doit augmenter de 6 % grâce à une production initiale de 40 000 bep/j.
De plus, elle va participer à 23 puits de développement et de remplissage. Ils seront forés cette année. Parmi eux, 5 seront forés par BP à Claire Ridge, où Harbour détient une participation de 7,5 %.
D’autre part, Harbour prévoir d’augmenter le nombre d’appareils de forage en service à 8 d’ici le milieu de l’année. Elle doit déployer un nouvel appareil dans les eaux britanniques et trois autres en Asie du Sud-Est.
En outre, la société a déclaré qu’elle avait réussi à évaluer la découverte près des champs J-Area, achetés à Shell et ConocoPhillips en 2017 et 2019 respectivement. Elle prévoit alors de transformer cette découverte en un lieu multipuits.
Un développement sur le long terme
Dans ses activités à l’étranger, Harbour peut compter sur son projet Tuna. Il est situé dans la mer de Natuna, au large de l’Indonésie. Il est estimé à plus de 100 millions de bep. Cependant, il n’est pas encore affecté par le partenaire russe Zarubezhneft suite à la guerre en Ukraine. Harbour surveille tout de même la situation.
Aussi, elle prévoit un puits d’exploration dans la mer d’Andaman, au large de l’Indonésie, pendant le deuxième trimestre. Ici, elle sera aux côtés de BP et de Mubadala.
Elle prévoit également d’autres acquisitions, les compagnies pétrolières et gazières internationales étant susceptibles de continuer à céder des actifs en amont. Linda Cook, qui est passé par Shell, s’attend à ce que les Majors continuent à réduire leurs engagements dans les projets en amont à forte intensité de capital. Elle explique :
« Les majors ont une vision à très long terme des choses… Apprécient-elles les flux de trésorerie qu’elles obtiennent aujourd’hui de leurs actifs en amont, alors qu’elles pourraient envisager de s’en séparer à un moment donné ? Bien sûr, absolument. Mais beaucoup d’entre elles les réinvestiront dans d’autres secteurs d’activité, pas dans l’exploration, ni dans de nouvelles cessions majeures de plusieurs milliards de dollars dans le secteur du pétrole et du gaz, qui ne seront peut-être pas rentables avant 10 ans ou plus. »
Neptune Energy, son rival, continue son expansion en parallèle
De son côté, son rival londonien Neptune Energy, qui se concentre également sur l’Europe déclare, elle aussi, vouloir augmenter sa production. Elle vise, cette année, une production supérieure entre 135 000 bep/j et 145 000 bep/j, contre 130 000 bep/j. Pour ce faire, son partenaire, Equinor, doit pouvoir redémarrer l’installation de Hammerfest en mai, victime d’un incendie.
De plus, Neptune Energy prévoit de se développer grâce à deux projets norvégiens entrés en service l’année dernière : Gjoa P1 et Duva. Par ailleurs, elle peut également compter sur Merakes, au large de l’Indonésie.
Sam Laidlaw, président de Neptune, explique que son entreprise entend renforcer son engagement vis-à-vis des émissions de CO2. Pour ce faire, Neptune a remodelé certains de ses secteurs. Elle entend accélérer le développement de projets à faible émission de carbone.
