Certains experts de l’oil&gas prévoient une croissance continue et régulière du marché, tandis que d'autres sont plus prudents, en raison des incertitudes géopolitiques actuelles. Alors que les opérateurs maritimes du secteur sont désireux de prédire l'orientation du marché pour anticiper les changements et les défis auxquels ils seront confrontés, Todd Jensen, Senior Offshore Energy Market Analyst chez Maritime Strategies International Ltd. (MSI), a répondu à nos questions sur les grandes tendances du marché, les flottes de navires, l'énergie éolienne offshore et la décarbonisation. Interview. 
 

PartnerShip: Comment envisagez-vous l'évolution du marché de l’oil&gas ces prochaines années ? 

Todd Jensen : Le marché connaît actuellement une forte activité, qui devrait se poursuivre au moins jusqu'en 2027, avec un grand nombre de contrats EPC qui ont été attribués tout au long des années 2023 et 2024. Les taux d'affrètement des OSV ont commencé à se stabiliser au cours des deux derniers trimestres, un peu partout dans le monde. Je m'attends toutefois à une nouvelle croissance de ces taux, de l'ordre de 5 %, au cours des deux prochaines années, avec un pic en 2027. En ce qui concerne les zones clés, de nombreux contrats EPC ont été signés en Amérique du Sud et au Moyen-Orient, en particulier. Plusieurs découvertes de pétrole et de gaz en Afrique de l'Ouest seront évaluées et développées au cours des prochaines années. Le Moyen-Orient a toujours été une région très active, mais l'Amérique du Sud - en particulier le Brésil - et l'Afrique de l'Ouest sont vraiment les zones qui stimuleront la demande et l'offre de pétrole au cours des prochaines années. Le Brésil, donc, mais aussi le Suriname et le Guyana seront les principaux moteurs de l'activité OSV à l'avenir. En Afrique de l'Ouest, le Nigeria continue de développer ses champs pétroliers et gaziers offshore, mais de nouvelles découvertes en Namibie et en Angola devraient contribuer à la demande d'OSV à moyen terme. 
 

PS : Qu'en est-il aujourd'hui de la construction de nouveaux navires ? 

TJ : De nombreux shipowners font preuve de prudence en termes d’investissements, c’est une de leurs priorités. Au cours des dernières années, il n'y a pas eu beaucoup de nouvelles commandes de construction, mais 2024 a vu une augmentation, avec 37 commandes de PSV et 12 commandes d'AHTS, plus élevées que les années précédentes, en particulier pour les PSV. Nous sommes encore loin des niveaux de commandes observés pendant la période de croissance de 2008 à 2014, mais il se peut que nous ne revoyions jamais de tels niveaux. Le coût élevé des nouvelles constructions signifie que de nombreux propriétaires ne sont pas en mesure d'obtenir le financement nécessaire. De nombreuses banques d'investissement et certains groupes de capital-investissement n'investissent plus dans le marché du pétrole et du gaz, car cela ne correspond pas à leurs stratégies ESG ou à l'objectif plus large de neutralité carbone d'ici 2050. En effet, de nombreuses banques d'investissement n'y sont tout simplement plus autorisées. Il est donc très difficile d'obtenir des financements pour de nouveaux navires. Cela dit, la flotte mondiale de navires de support offshore est vieillissante et devra être renouvelée dans un avenir proche, mais les questions relatives aux futurs carburants et aux exigences règlementaires en matière de navires restent importantes dans le secteur des navires de support offshore ainsi que dans le secteur maritime au sens large. 
 

PS : La durée de vie moyenne d'un navire est normalement de 20 ans. Certains pensent qu'à l'avenir, elle sera étendue à une trentaine d’années. Est-ce également votre point de vue ? 

TJ : La moitié de la flotte mondiale de navires de support offshore aura plus de 15 ans d'ici 2030. Ce chiffre continuera évidemment d'augmenter, mais je ne pense pas que l'âge de 30 ans deviendra la nouvelle norme. Il est clair que si un navire est correctement entretenu, il peut fonctionner jusqu'à 30 ans, mais en même temps, le marché tend à se concentrer sur les carburants alternatifs et les navires hybrides. À un moment donné, le marché déclinera à nouveau, que ce soit vers la fin de cette décennie ou vers le milieu des années 2030. Lorsque ce sera le cas, les opérateurs pétroliers et gaziers devront examiner leur impact environnemental et leurs propres stratégies ESG. L'une des façons de décarboner leurs opérations est d'utiliser des navires plus récents. Qu'il s'agisse ou non d'hybrides diesel ou de carburants à l'hydrogène, les carburants alternatifs vont devenir un enjeu majeur dans l'ensemble du secteur du transport maritime. Déjà, si l'on regarde le marché de l'éolien offshore, tous les SOV et CSOV en cours de construction sont des hybrides, avec de plus en plus d'électrification. 
 

PS : Le retrofit des navires peut-il être une alternative ? 

TJ : Effectivement, le recours au retrofit va s’accélérer. Cependant, de nombreux navires plus anciens ne sont pas conçus pour cela en termes de carburants alternatifs. Si vous opérez un navire de plus de 20 ans, il y a de fortes chances qu'il ne soit pas construit de manière à pouvoir être transformé pour utiliser un carburant alternatif, tel que l'hydrogène, car l'espace disponible sur le navire ne sera pas adapté. Beaucoup de constructions neuves ces cinq dernières années sont ce que nous appelons des « Alternative Fuel Ready », ce qui signifie que l'espace sur ce navire est spécifiquement alloué aux réservoirs de stockage pour les carburants hydrogène, que ce soit l'ammoniac ou le méthanol. La disposition des moteurs, la technologie et la mécanique sur ces navires sont telles que vous pouvez échanger le moteur pour un moteur à carburant alternatif sans avoir à trop déplacer. Si le marché commence à décliner et que le marché éolien reste fort, nous pourrions voir des navires transformés en navires de type SOV. S'ils peuvent être équipés d'un moteur diesel hybride, de logements supplémentaires et peut-être d'une gangway ou d'un système walk-to-work, cela accentuera le mouvement. 
 

PS : Vous avez mentionné le marché éolien. Nous en sommes encore à la phase de prototypes d'éoliennes flottantes et l'industrialisation semble retardée de plusieurs années. Quel est selon vous l'avenir de ce marché? 

TJ : Ce retard est dû à 2 raisons principales. La première est la technologie de l'éolien offshore à fond fixe. Les progrès réalisés dans les fondations de ces installations permettent de construire des parcs éoliens à fond fixe dans des eaux plus profondes. Certaines fondations en cours de développement peuvent être mises en eau à des profondeurs de plus de 80 mètres. Cela ouvre de nouvelles possibilités, avec davantage de zones où, au lieu de l'éolien flottant, qui est plus coûteux, il sera possible d'utiliser des plateformes à fond fixe. Deuxièmement, en 2023 et 2024, le marché de l'éolien offshore a ralenti, un certain nombre de cycles d'enchères n'ayant pas attiré suffisamment d'offres, en partie en raison du prix proposé pour l'énergie qui était insuffisant et en partie en raison des contraintes de la chaîne d'approvisionnement et de l'escalade des coûts. De nombreux projets qui devaient être lancés entre 2024 et 2030 ont été retardés, voire annulés. Si l'on prend l'exemple du Royaume-Uni, le quatrième cycle d'enchères a été un succès avec 7 GW de projets attribués, puis lors du cinquième cycle d'enchères, le gouvernement britannique a proposé 44 £ par mégawattheure (MWh), ce qui a été jugé trop bas pour que de nombreux projets de parcs éoliens restent financièrement viables et a conduit à l'absence de candidatures. Ce n'est pas propre au Royaume-Uni ; l'augmentation des coûts de la chaîne d'approvisionnement et du financement, combinée à des prix d'adjudication trop bas, a entraîné l'échec des enchères et le report de projets en Europe et aux États-Unis. 
 

PS : Comment la situation pourrait-elle s'améliorer ? 

TJ : On suppose que nombre de ces projets seront soumis à de futures enchères. Tout a simplement été repoussé à plus tard, tandis que les gouvernements et les autorités responsables des enchères fixent le juste prix d'exercice et que la chaîne d'approvisionnement et la capacité de fabrication de l'industrie se développent, réduisant ainsi les coûts pour les promoteurs de parcs éoliens. De nombreux pays clés dans le secteur de l'éolien offshore construisent actuellement des sites de fabrication d'éoliennes, afin de pouvoir les construire dans le pays et ne pas avoir à les importer d'Asie, où la plupart sont actuellement produites. Une fois ce réseau de fabrication mis en place, le coût des éoliennes sera réduit et les projets seront plus viables. 
 

PS : Quelles technologies les entreprises pétrolières et gazières utiliseront-elles pour décarboner leurs activités? 

TJ : La principale technologie sera probablement l'électrification. Nous avons déjà commencé à voir cette technologie utilisée sur des plateformes pétrolières et gazières et sur des appareils de forage en Norvège, et des études ont également été lancées dans plusieurs autres pays européens et aux États-Unis. Au lieu d'utiliser des générateurs diesel, il s'agit de mettre en place un réseau électrique offshore qui permette aux infrastructures offshore de fonctionner à l'électricité, plutôt qu'au diesel. Il existe également le captage et le stockage du carbone, qui consiste à stocker le dioxyde de carbone provenant des raffineries, des usines de traitement du gaz et de la production d'électricité dans les réservoirs de pétrole et de gaz épuisés. Certains pays, notamment en Europe, ont commencé à adopter des lois visant à interdire le torchage du gaz dans les champs de pétrole et de gaz d'ici 2030. Ainsi, au lieu de brûler le gaz, les opérateurs auront la possibilité de le réinjecter dans le sol ou de commencer à le produire en tant que matière première, ce qui permettra également de réduire considérablement les émissions de dioxyde de carbone et de méthane.