Comment l'Europe peut-elle accéder aux 22 billions de pieds cubes de gaz de la mer de Barents ?

De nouvelles recherches et analyses menées par Rystad Energy suggèrent qu'une réévaluation de la politique arctique de l'Union européenne pourrait contribuer à maintenir le gaz norvégien de la mer de Barents dans le bouquet énergétique européen au cours des années 2030, offrant ainsi une source d'énergie proche et relativement moins polluante alors que l'Europe devient de plus en plus dépendante du marché mondial du GNL.

La Commission européenne révise actuellement sa politique arctique pour 2021 et a lancé une consultation publique qui se déroulera jusqu'au 16 mars 2026. Étant donné que les projets en mer de Barents nécessitent généralement cinq à dix ans pour passer de la découverte à une production stable, les signaux politiques émis aujourd'hui par l'UE détermineront si des volumes supplémentaires provenant des zones norvégiennes actuellement ouvertes seront disponibles d'ici le milieu des années 2030, ou si l'Europe dépendra davantage des importations de GNL au cours de la prochaine décennie.

Une politique plus ciblée sans compromettre les objectifs climatiques

L'analyse de Rystad suggère que l'UE pourrait autoriser une production accrue en mer de Barents en définissant des limites géographiques et opérationnelles plus claires, sans pour autant affaiblir ses politiques climatiques. Pour ce faire, il faudrait définir plus précisément la zone « Arctique » et soumettre toute activité à des normes strictes en matière d'émissions et de protection de l'environnement.

Une telle approche permettrait de différencier les zones norvégiennes déjà ouvertes à l'exploration des zones plus sensibles sur le plan environnemental. Cependant, cette proposition risque de rester controversée auprès des groupes environnementaux et ne modifierait pas fondamentalement le débat plus large sur le forage pétrolier et gazier en Arctique, même si elle pourrait influencer la manière dont les acheteurs et les décideurs politiques évaluent les sources d'approvisionnement au cours des années 2030.

Selon le scénario de base de Rystad pour l'UE-27 et le Royaume-Uni, la Norvège devrait continuer à fournir environ 20 à 30 % de la demande de gaz de l'Europe jusqu'en 2050, tandis que la dépendance de l'Europe au GNL devrait passer de 30 à 50 %, augmentant ainsi son exposition à la volatilité du marché mondial.

Taille des ressources et défis en matière de développement

La Direction norvégienne des opérations en mer estime que les zones actuellement ouvertes à l'exploration dans la mer de Barents contiennent environ 3,5 milliards de barils équivalent pétrole en ressources de gaz naturel, soit environ 22 billions de pieds cubes.

Rystad prévoit que les projets approuvés avant 2030 contribueront à une production cumulée d'environ 2,25 milliards de barils équivalent pétrole d'ici 2050. Une production supplémentaire nécessiterait de nouvelles découvertes, un développement coordonné de plusieurs gisements et, surtout, des infrastructures d'exportation suffisantes.

L'infrastructure comme contrainte clé

Les infrastructures demeurent l'un des principaux défis pour une expansion à long terme. Une étude menée par Gassco et la Direction norvégienne du pétrole a révélé qu'une capacité d'exportation supplémentaire depuis la mer de Barents pourrait être commercialement viable si des volumes de production suffisants étaient démontrés.

Actuellement, le terminal d'exportation de GNL de Hammerfest est le principal débouché, mais il est largement dépendant du champ de Snøhvit, ce qui limite la flexibilité pour une production supplémentaire. Un gazoduc reliant le réseau de la mer de Norvège au sud est une option envisageable, mais nécessiterait d'importants volumes de production et une coordination parfaite des échéanciers pour justifier le financement.

Normes d'émissions et environnementales

Les émissions constituent un enjeu central de la révision politique en cours, influençant directement la manière dont les acheteurs comparent les futures sources d'approvisionnement en gaz.

La production norvégienne est mondialement reconnue pour ses émissions relativement faibles, et le gazoduc norvégien est considéré comme une option à faibles émissions pour l'Europe. Dans le cadre du projet Snøhvit, le dioxyde de carbone est capturé et réinjecté en mer, tandis que l'électrification prévue des installations Snøhvit-Hammerfest devrait réduire davantage l'empreinte carbone du projet.

Les défenseurs de l'environnement affirment qu'une intensité d'émissions plus faible ne change rien au fait que la combustion du gaz contribue toujours à la formation de dioxyde de carbone dans l'atmosphère. Cependant, l'intensité des émissions de méthane et les émissions liées au cycle de vie sont de plus en plus utilisées dans les processus d'achat et les politiques énergétiques pour différencier les sources d'énergie.

Une approche maîtrisée plutôt qu'une ouverture totale

Le rapport soutient qu'ouvrir totalement l'Arctique à l'exploration est irréaliste. Il propose plutôt un cadre réglementaire strict permettant la poursuite du développement dans les zones norvégiennes déjà ouvertes, tout en excluant les régions écologiquement sensibles.

Toute approbation pourrait être liée à des critères mesurables tels que :

Limiter les émissions de méthane et de dioxyde de carbone

Fin du torchage de gaz de routine

Électrifier les installations lorsque cela est possible

vérification indépendante et rapports environnementaux transparents

Des mesures de protection supplémentaires peuvent inclure la protection des écosystèmes sensibles, des restrictions saisonnières sur les opérations et la consultation des communautés samies, des populations côtières et de l'industrie de la pêche.

Sécurité énergétique et évolutions du marché

La sécurité de la demande est également un facteur clé, car des révisions périodiques des politiques pourraient réduire les risques d'actifs échoués si la consommation de gaz diminue plus rapidement que prévu.

À terme, l'Europe comparera probablement des sources de gaz marginales plutôt que d'ajouter de nouveaux volumes massifs, en utilisant des indicateurs d'émissions et de cycle de vie pour sélectionner les approvisionnements restants à faible impact – un changement qui pourrait contribuer à orienter la demande vers des sources d'énergie moins carbonées pendant la transition énergétique.