GJØA : une nouvelle ambition pour GDF SUEZ en Norvège

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1 GJØA : une nouvelle ambition pour GDF SUEZ en Norvège 24 & 25 janvier 2011

2 GDF SUEZ, opérateur du gisement gazier de Important gisement de gaz en production sur le plateau continental norvégien, est aussi une pièce stratégique du développement du gaz naturel en Europe et symbolise le renouveau du marché du gaz en Norvège. Il s agit également de l un des plus grands projets industriels en cours en Europe et du plus grand en Norvège. Avec le projet, GDF SUEZ acquiert pour la première fois le statut d opérateur en phase de production en Norvège. Le Groupe franchit une nouvelle étape dans la diversification de son portefeuille énergétique et la sécurisation de l approvisionnement. GJOA NORWAY Bergen Oslo Stavanger Trondheim SWEDEN FINLAND DENMARK UNITED KINGDOM Un important gisement de gaz en mer du Nord est un gisement de gaz situé en mer du Nord, à 60 km au sud-ouest de la ville de Florø, en Norvège. Découvert par le groupe Norsk Hydro en 1989, il contient des réserves de gaz estimées à 40 milliards de mètres cubes et 82 millions de barils de pétrole et de condensats. La part des réserves prouvées et probables de GDF SUEZ est estimée à 106 millions de barils équivalent pétrole (Mbep). 1 Le gaz sera envoyé au Royaume-Uni par gazoduc, pour une utilisation par les consommateurs britanniques, et le pétrole sera envoyé à une raffinerie norvégienne par un oléoduc sous-marin. Avec, une nouvelle zone énergétique s ouvre dans la partie septentrionale de la mer du Nord. Le site de production de offre de nombreuses opportunités en tant que hub de la zone, stimulant l activité d exploration et offrant une capacité de traitement et de transport. Un projet stratégique pour le Groupe Avec, c est la première fois que GDF SUEZ devient opérateur d un champ en production sur le plateau continental norvégien. Il s agit d un tremplin vers de futures positions d opérateur. En novembre 2010, la filiale norvégienne de GDF SUEZ, GDF SUEZ E&P Norge, est devenue opérateur de la plateforme offshore de, prenant en charge la production et le futur développement de la zone. Pendant la phase de développement, Statoil était l opérateur du gisement de, GDF SUEZ fournissait un soutien opérationnel. En Norvège, toutes les réserves d hydrocarbures sont gérées par l État. Statoil étant l opérateur national, il était essentiel pour GDF SUEZ de travailler en partenariat avec cette société. Depuis 2003, GDF SUEZ possède 30% dans la licence PL-153 pour aux côtés de Petoro (30%), Statoil (20%), Shell (12%) et RWE-DEA (8%). En juin 2007, les autorités norvégiennes ont validé le plan de développement de et des satellites voisins Vega et Vega S. Ensemble, ceux-ci représentent le plus grand projet offshore de Norvège depuis et Ormen Lange, avec des investissements totaux estimés à près de 40 milliards de couronnes (5 milliards d euros).

3 Mise en œuvre du projet : découverte du gisement : GDF SUEZ prend une part de 30% dans la licence : le parlement norvégien donne son autorisation pour le projet. - Octobre 2009 : coque livrée en Norvège. - Décembre 2009 : assemblage de la coque et de la partie supérieure de la plateforme à Stord. - Juin 2010 : plateforme transportée jusqu au gisement de gaz, en mer du Nord. - Novembre 2010 : début de la production. Construction de la plateforme et de la coque La partie supérieure de la plateforme et la coque ont été construites séparément. La partie supérieure a été construite par le chantier naval offshore d Aker Solutions, à Stord, une commune insulaire norvégienne située entre Bergen et Haugesund, alors que la coque a été construite par Samsung Heavy Industries, en Corée du Sud. La coque a été livrée en Norvège par le canal de Suez. Elle est arrivée à Stord en octobre 2009, après un voyage de 50 jours. Assemblage de la coque et de la plateforme L assemblage de la coque et de la partie supérieure de la plateforme, achevé en décembre 2009, a constitué une étape importante du projet. La partie supérieure et la coque de la plateforme de ont été assemblées dans le fjord, près de l île de Stord. La coque et ses quatre pieds ont été levés au-dessus du fjord et fixés au pont de la plateforme. La coque s est s accrochée à la superstructure, faisant environ la taille d un terrain de football, avec une marge d erreur inférieure à 25 mm. La plateforme En juin 2010, après avoir nécessité 18 millions d heures de travail pour être construite, la plateforme a été transportée du chantier naval de Stord au gisement de gaz en mer du Nord. Elle mesure 110 mètres de long et 85 mètres de large. Le module d habitation occupe m 2, dispose de 100 cabines pour une personne avec des commodités attenantes, ainsi que des bureaux, une salle de commande, une cantine, des installations sportives et des salons. Les quartiers d habitation sont en aluminium et pèsent tonnes au total ; ils comprennent une piste d hélicoptère et une station de canots de sauvetage. 2 La partie principale de la plateforme est l installation de traitement, qui permet de séparer le gaz du pétrole et de supprimer l eau et le CO 2 du gaz avant l envoi vers les oléoducs/gazoducs.

4 Production Avec une capacité de barils de pétrole et de 17 millions de mètres cubes de gaz par jour, la plateforme a commencé la production à l automne 2010 et sera exploitée jusqu en Le gaz sera envoyé par gazoduc au Royaume-Uni à un débit de 17 millions de mètres cubes par jour et le pétrole est transporté par oléoduc sousmarin jusqu au terminal norvégien de Mongstad. Une plate-forme respectueuse de l environnement et innovante La première plateforme alimentée en électricité depuis la terre Avec une capacité de logement de 100 personnes, cette installation innovante sera la première plateforme offshore flottante entièrement alimentée en électricité depuis le continent, ce qui réduit les émissions de carbone de tonnes par an (l équivalent des émissions annuelles de voitures). La plateforme est alimentée par un câble sous-marin de 100 km, qui la relie au nouveau poste électrique de Mongstad, au nord de Bergen, dans le sud-ouest de la Norvège. Ce type d installation électrique reliée au continent est l une des principales mesures prises pour limiter les émissions de carbone dues à la production norvégienne de pétrole et de gaz. Cette technique a un impact environnemental beaucoup plus faible que la solution traditionnelle de production d électricité à l aide d un ensemble de compresseurs à bord. 3 Une technologie de l information innovante La plateforme de s appuie sur un système intégré qui optimise la gestion des opérations. Ce dispositif de pointe collecte les données sur l ensemble du gisement et les transmet en temps réel au centre onshore. Ainsi, les équipes ont un accès permanent à toutes les données nécessaires, pendant que le personnel offshore peut se concentrer sur la partie opérationnelle. Le système permet également l échange de vidéotransmissions entre le site offshore et les centres à terre. Une assistance adaptée peut ainsi être fournie immédiatement en cas de problème technique.

5 GDF SUEZ et la Norvège La Norvège, fournisseur historique de GDF SUEZ La Norvège est depuis 1997 le principal fournisseur en gaz naturel de la France, devant la Russie et l Algérie. Ce pays représentait 24,2% des approvisionnements de long terme de GDF SUEZ en Les relations entre la Norvège et GDF SUEZ datent de 1977, année des premières livraisons de gaz naturel en provenance du gisement géant d Ekofisk, premier champ important développé sur le plateau continental norvégien. Depuis lors, les importations de gaz naturel ont régulièrement augmenté. Une entrée dans l amont norvégien En 2001, l entrée de GDF SUEZ dans le secteur de l exploration-production en Norvège a constitué un jalon important dans le développement «amont» du Groupe. Cette année-là, GDF SUEZ a acquis, auprès de Statoil, des actifs pétroliers et gaziers dans l offshore norvégien. Ces actifs comprennent une participation de 20% dans le champ en production de (pétrole et gaz associé), en mer de Norvège, et de 12% dans le projet de, en mer de Barents. Cette acquisition s est accompagnée de l implantation, en avril 2001, d une filiale exploration production, GDF SUEZ E&P Norge AS, dont le siège est à Stavanger. Une présence dans les services pétroliers Fabricom AS offre une gamme complète de services pour les installations d exploration production (ingénierie, étude de faisabilité, installation, maintenance, modernisation). Présente à Stavanger depuis 1992, cette filiale du groupe GDF SUEZ emploie près de 800 collaborateurs. 4 GDF SUEZ détient une participation de 12% dans le gisement et l usine de liquéfaction de, en mer de Barents. est la première usine de liquéfaction de gaz naturel située en Europe et construite au dessus du cercle polaire. Mis en service en 2007, ce projet couvre la production, le traitement et la liquéfaction du gaz naturel, qui est expédié sous forme liquéfiée. Environ 4,2 millions de tonnes de GNL seront ainsi exportées chaque année grâce à des navires méthaniers. Le méthanier Provalys effectuant son premier chargement de gaz naturel liquéfié à l usine de liquéfaction de l île de Melkøya

6 Projet intégré, s inscrit parfaitement dans la stratégie de GDF SUEZ qui souhaite sécuriser ses approvisionnements et accroître sa production de gaz naturel, notamment à travers des projets intégrés E&P / GNL. Le Groupe a reçu, en mars 2008, sa première cargaison de GNL en provenance de Norvège au terminal de Montoir-de-Bretagne. C est le Provalys, navire spécialement équipé pour les conditions climatiques de la zone arctique norvégienne, qui a réalisé cette opération. GDF SUEZ enlève sa part de gaz, soit une production d environ 0,5 million de tonnes de gaz naturel en année pleine, sous forme de GNL destiné aux marchés européen et américain. GDF SUEZ E&P Norge GDF SUEZ E&P Norge a continué à développer son portefeuille d actifs dans l amont norvégien grâce à de nouvelles acquisitions auprès d autres compagnies et à l attribution par les autorités norvégiennes de participations dans plusieurs licences d exploration. Trois zones prioritaires de développement ont été définies : - La mer de Norvège, zone prioritaire sur le long terme, en raison d un potentiel important de ressources gazières dans des zones encore non explorées. - La mer de Barents, avec l objectif stratégique de trouver des réserves de gaz destinées à alimenter un deuxième train de liquéfaction dans l usine de, sur l île de Melkøya. - La mer du Nord norvégienne, zone plus mature, en évaluant toutes les opportunités permettant d avoir accès à du gaz disponible pour GDF SUEZ, ou d accroître à court terme la production d hydrocarbures du Groupe en Norvège. 5 Une étape importante a été franchie en 2003, avec l acquisition d une participation dans le champ de, et en 2004 avec la «qualification» de GDF SUEZ en tant qu opérateur par les autorités norvégiennes. En octobre 2007, GDF SUEZ E&P Norge a également franchi une nouvelle étape, en exportant ses premiers volumes de gaz naturel, grâce au début de l exportation du gaz produit sur le champ de, jusqu alors réinjecté pour augmenter la production de pétrole. GDF SUEZ E&P Norge est aujourd hui présent sur les champs de (20%), (15%), (12%), (30%) et dans la découverte de (25%). SNØHVIT NJORD GJOA SWEDEN FRAM GUDRUN NORWAY FINLAND Principaux projets de GDF SUEZ E&P Norge

7 En 2009, GDF SUEZ E&P Norge détenait également des participations dans vingt-quatre licences d exploration et de production. Licences d exploration Mer de Barents Licences d exploration Mer du Nord Licences d exploration Norvège Licences de production N de licences PL006C PL285 PL174 PL191 PL006C Area F PL285 PL174 PL191 PL006C Area F PL347 PL329 PL285 PL311B PL311 Area F PL347 PL329 PL289 PL090C PL090B PL376 PL311B PL311 Vega S PL394 PL110C Area F PL347 PL329 PL 090D PL289 PL090C PL090B PL376 PL311B PL311 Vega S PL448 PL394 PL110C Area F PL347 PL329 PL423S PL 090D PL289 PL090C PL090B PL376 Vega S PL448B PL488 PL448 PL394 PL110C PL230 PL469 PL329 PL153B PL423S PL 090D PL289 PL090C PL090B PL376 Vega S PL530 PL448B PL488 PL448 PL394 PL110C PL230 PL326 B C PL469 PL377S PL153B PL423S PL 090D PL289 PL090C PL090B PL376 Vega S Les réserves prouvées et probables de GDF SUEZ E&P Norge représentaient 292 millions de barils équivalent pétrole (bep) au 31 décembre 2009 (dont environ 74% sous forme de gaz). 6 Sa production annuelle en 2009 atteint 12,9 millions de barils équivalent pétrole. La Norvège représentait ainsi 24% de la production et 38% des réserves prouvées et probables (2P) de GDF SUEZ fin Production 2009 Réserves 2P 2% 20% 20% 24% 34% Pays-Bas Norvège Allemagne Royaune-Uni Autres 38% 13% 19% 13% 17% 52.9 Mbep produits in % gaz, 26% pétrole 763 Mbep au 31/12/09 76% gaz, 24% pétrole Avec les champs actuellement en production (,, Vest,, Øst, gaz), le projet en cours de développement (), GDF SUEZ E&P Norge pourrait produire près de bep par jour à l horizon 2011.

8 La Norvège, un pays clé pour le développement du gaz naturel en Europe La Norvège a produit 102,7 milliards de m 3 de gaz naturel en , ce qui la place au rang de 5 ème producteur mondial et de 2 ème exportateur mondial 2 (derrière la Russie). 99% du gaz produit en Norvège est exporté, dont une quantité importante vers l Europe. Les ressources gazières et pétrolières Entrée dans l âge du pétrole vers la fin des années 1960, la Norvège est devenue, en 1975, un exportateur excédentaire de pétrole et de gaz. Bien que l importance du gaz ait tendance à s accroître, le pétrole demeure la ressource principale du secteur énergétique. Les activités pétrolières et gazières sont centrées en mer du Nord, en mer de Norvège et en mer de Barents. On estime à environ 82 milliards de bep le volume total des gisements norvégiens. 1 Le secteur pétrolier joue un rôle très important en Norvège. Il représente un tiers des recettes de l Etat. En 2009, il représentait 22% du PIB, 47% des exportations et 26% des investissements totaux du pays. Environ personnes travaillent dans des entreprises en lien avec le pétrole. 7 Un producteur et exportateur majeur En 2009, la Norvège se classait 12 ème producteur 2 et 6 ème exportateur de pétrole brut au monde 3. L ensemble de la production est assuré par des installations offshore en mer du Nord et en mer de Norvège. Longtemps grand producteur de pétrole, la Norvège est également devenue une grande nation gazière. La production de gaz naturel a ainsi progressé d environ 310% entre 1980 et Selon les prévisions de l Agence Internationale de l Energie, la production devrait encore augmenter de plus de 30% entre 2007 et 2015 (120 Gm 3 contre 92 Gm 3 en 2007). Le secteur gazier norvégien couvre 65 champs de production et un réseau de km de gazoducs, avec des terminaux de réception situés dans quatre pays : Allemagne, Belgique, Grande-Bretagne et France (Dunkerque). Les exportations sont principalement destinées à l Allemagne, le Royaume-Uni, la France (14,2%), les Pays-Bas, la Belgique et l Italie. 1 On estime que le socle continental norvégien renfermait au total quelque milliards de mètres cubes de gaz, dont environ milliards ont déjà été extraits. Les exportations norvégiennes devraient continuer à augmenter dans les prochaines années, puis se stabiliser sur les prochaines décennies. 1 - Source : Norwegian Petroleum Directorate. 2 - BP Statistical Review of World Energy AIE (Agence Internationale de l Énergie).

9 Statoil, le leader mondial offshore Onze compagnies assurent plus de 90% de la production de gaz en Norvège, dont Statoil, Total, ExxonMobil, ConocoPhilips, Shell et GDF SUEZ. En octobre 2007, les deux compagnies leaders du secteur en Norvège, Statoil et les activités pétrole et gaz de Norsk Hydro, ont fusionné. La nouvelle compagnie, baptisée Statoil, compte parmi les dix premiers groupes pétroliers au monde et se présente comme le leader mondial de la production offshore en eaux profondes. Avec employés dans 41 pays, dont en Norvège, Statoil a produit environ 1,962 million de barils équivalent pétrole par jour en Le Groupe a pour objectif d accroître considérablement sa production gazière, ce qui implique la mise en exploitation de nouveaux gisements et un recours accru au gaz naturel liquéfié (GNL) pour l exportation du gaz. Gassco Créé en 2001, Gassco est détenu à part entière par l Etat et regroupe la plupart du système de transport en Norvège. Gassco est en charge de toutes les opérations (développement, coordination, surveillance et administration du système de transport depuis les champs jusqu aux terminaux de réception). Le Fonds pétrolier norvégien Les revenus des activités gazières et pétrolières de la Norvège sont investis dans un fonds de retraite public destiné aux générations futures. 8 L Etat norvégien contrôle en effet une part importante des réserves d hydrocarbures : - directement, à travers des participations dans des champs, des canalisations et des installations onshore (State s Direct Financial Interest - SDFI). Créé en 1985 et géré par la société d Etat Petoro, le SDFI représente un portefeuille dont la valeur était estimée à 865 milliards de couronnes au 1 er janvier ou indirectement, à travers sa participation dans Statoil (67%). Une grande partie des revenus que tire la Norvège de ses nombreuses activités pétrolières en mer du Nord est investie dans des sociétés et des obligations dans le monde entier, par le biais du Fonds de retraite norvégien à l étranger. Ce fonds, souvent appelé Fonds pétrolier, détient en moyenne 1% des actions dans le monde. Parmi les fonds souverains, le fonds de retraite de l Etat norvégien est le deuxième au monde. La valeur du fonds était de milliards de couronnes à la fin Source : Wood Mackenzie, ministère du Pétrole et de l Energie norvégien.

10 Crédits photo : Statoil, GDF SUEZ.

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