Les investissements dans les deux grands projets pétroliers et gaziers d'Aker BP en Norvège atteignent 288,4 milliards de couronnes

fr.wedoany.com Rapport : Le 7 octobre, le document budgétaire pour 2027 publié par le gouvernement norvégien indique que les estimations d'investissement pour les deux grands projets pétroliers et gaziers Yggdrasil et Valhall-Fenris développés par Aker BP sur le plateau continental norvégien ont été respectivement relevées à 195 milliards et 93,4 milliards de couronnes norvégiennes, soit un total de 288,4 milliards de couronnes. En prix constants de 2026, les deux projets ont vu leurs budgets augmenter d'environ 47 % et 60 % respectivement par rapport à celui approuvé lors de la validation du plan de développement en 2023 ; par rapport au rapport budgétaire de l'année précédente, les nouvelles estimations d'investissement s'élèvent respectivement à 11,5 milliards et 14,9 milliards de couronnes. Les deux projets avancent actuellement conformément au calendrier et devraient démarrer leur production en 2027.

Yggdrasil est un grand projet de développement pétrolier et gazier en cours de construction en mer du Nord norvégienne, couvrant les champs Hugin, Munin, Fulla et les gisements satellites associés. Les principales installations comprennent la plateforme de traitement centrale Hugin A, la plateforme d'exploitation à puits Hugin B et la plateforme sans équipage Munin, ainsi que des installations de production sous-marines et des conduites de raccordement. Selon l'avancement des travaux divulgué par le ministère norvégien de l'Énergie, les plateformes Hugin B et Munin ont achevé leur installation en mer, la plateforme Hugin A est encore en construction au chantier naval d'Aker Solutions à Stord, et les installations d'alimentation électrique à terre associées au projet devraient être achevées en 2026.

L'augmentation des investissements dans Yggdrasil est liée à l'ajustement du périmètre de développement des ressources, aux variations des taux de change et à la hausse des coûts d'exécution des travaux. Le projet a intégré dans son périmètre de développement les ressources pétrolières et gazières d'East Frigg découvertes en 2023, qui seront raccordées à la plateforme Hugin A par des installations de puits sous-marins ; les ressources pétrolières et gazières d'Omega Alfa découvertes en 2025 devront encore faire l'objet d'une évaluation par les titulaires de licence pour un plan de développement ultérieur. Le ministère norvégien de l'Énergie souligne que, depuis l'approbation du plan de développement initial, environ 60 % de l'augmentation des investissements est liée aux effets de change et aux ajustements visant à améliorer la valeur économique du projet. Les coûts supplémentaires de l'année écoulée concernent principalement l'intensification des travaux en parallèle, les mesures d'accélération, les heures de travail supplémentaires et les investissements d'ingénierie nécessaires pour respecter le calendrier de mise en production établi.

Le projet Valhall-Fenris comprend la nouvelle production et la plateforme d'exploitation à puits du champ de Valhall ainsi que les travaux de développement du champ gazier de Fenris. La nouvelle plateforme Valhall PWP est raccordée aux installations centrales existantes du champ, tandis que Fenris est intégré au système de développement conjoint par le biais d'installations en mer associées. Selon le calendrier le plus récent, les modules supérieurs des deux plateformes ont achevé leur installation en mer, les travaux de forage initialement prévus sur Fenris sont terminés, et plus de la moitié du nombre de puits initialement prévus sur Valhall ont été forés. Les propriétaires du projet ont également décidé d'ajouter 4 puits sur Valhall et 1 puits sur Fenris, augmentant ainsi le nombre de puits de développement.

L'augmentation des coûts du projet est également influencée par la tension du marché des fournisseurs, les ajustements du calendrier des travaux et des investissements en main-d'œuvre supérieurs aux estimations initiales. Le ministère norvégien de l'Énergie indique que, par rapport au plan de développement initialement approuvé, environ la moitié de l'augmentation des investissements provient des modifications du périmètre des travaux et des facteurs de change, le reste concernant principalement les coûts de marché et les mesures de construction visant à éviter les retards de mise en production. Aker BP avait déjà mis à jour ses prévisions d'investissement pour le projet auprès du marché en juillet de cette année, et la société a ensuite confirmé que les variations de coûts figurant dans le budget fiscal étaient globalement conformes aux prévisions antérieures.

Selon les statistiques du ministère norvégien de l'Énergie arrêtées au 1er septembre 2026, le plateau continental norvégien compte 12 projets pétroliers et gaziers dont le plan de développement a été approuvé et qui sont encore en phase de construction, pour une estimation d'investissement totale actualisée de 428,4 milliards de couronnes norvégiennes, soit une augmentation d'environ 116,5 milliards de couronnes par rapport au budget initialement approuvé. Les deux grands projets précités visent toujours une première production de pétrole et de gaz en 2027, les travaux de construction ultérieurs portant toujours sur l'ingénierie des plateformes, le raccordement des systèmes en mer, les forages restants et la préparation à la mise en production.