Les rivalités autour du pétrole de la mer Caspienne : une menace pour la sécurité européenne ? - Développement de l’exploitation et évacuation

1. Le développement progressif de l’exploitation

1.1. Contraintes techniques

1.1.1 Caractéristiques d’environnement

La plus vaste des mers fermées du monde présente une superficie difficile à préciser du fait d’un volume d’eau qui connaît des variations importantes, induisant des modifications ponctuelles du tracé des rivages méridionaux. Le niveau des eaux se situe à 28 mètres au-dessous de la moyenne mondiale des mers.

La cuvette marine de la Mer Caspienne est partagée en deux parties distinctes :

– Au nord (jusqu’à une ligne Bakou-Turkmenbachy), la continuité d’un relief de plaine avec une faible profondeur. Les eaux y sont gelées pendant trois mois, et certaines années pendant cinq mois. Le golfe de Kara-Bogaz a été fermé et le delta de la Volga accumule les alluvions ;

– au sud, la profondeur est plus grande et atteint 995 mètres au large du rivage iranien.

La nappe d’eau de la Caspienne tend à décroître malgré quelques élévations constatées ces dernières années. Plusieurs causes expliquent ce phénomène alarmant : détournement et ponction sur les grands fleuves tributaires (Volga qui fournit 76% du débit liquide, Koura), évaporation importante, salinité exceptionnelle. Depuis un siècle et demi, le niveau a baissé de plus de 6 mètres et d’anciens ports abandonnés se trouvent à présent éloignés de plus de 50 km du rivage actuel. Plusieurs projets de digues et d’alimentation artificielle ont été étudiés.

1.1.2 Faible accessibilité des ressources

La zone d’exploitation du pétrole azéri - espace qui concentre les estimations les plus optimistes - est située sur une crête anticlinale à une profondeur de 100 à 400 mètres.

D’après les conclusions d’études menées par l’Institut Géotechnique Norvégien et Fugro-geoteam (bureau britannique), la deuxième étape de l’exploration devrait rencontrer plusieurs difficultés du fait d’un environnement géologique instable : volcans de boues marines, sables chargés d’eau fortement pressurisée, forte déclivité du sol avec parfois d’importants effondrements. La plus grande concentration de volcans de boue se trouve en Azerbaïdjan (220 sur un total de 350). Leur activité suit un cycle très court (100 à 150 ans) et leurs projections peuvent couvrir une superficie de 5 km2 avec des colonnes de gaz dérivantes pouvant atteindre 800 mètres de haut.

La Mer Caspienne connaît par ailleurs une activité sismique modeste mais continue. Du fait de la fragilité et de la minceur de la couverture sédimentaire, des mouvements tectoniques entretiennent la formation de microplissements susceptibles de déstabiliser rapidement les implantations offshore. Cette situation est amplifiée par la faible densité du sol souvent argileux et mal consolidé par une sédimentation récente.

1.1.3 Majoration des coûts

Les contraintes évoquées ci-dessus induisent des coûts additionnels pour l’installation et l’entretien des plates formes. Des techniques de consolidation alternatives sont à prévoir. La firme Geometrix de San Francisco a entrepris une cartographie des incidences pour garantir l’activité des futures installations ; les conclusions n’en sont pas encore rendues.

Les premières installations offshore ont été mises en place par les soviétiques en 1949 au large du rivage azéri. Elles utilisent des technologies dépassées, ne sont pas délocalisables et nécessitent un travail de consolidation particulièrement coûteux. La rive occidentale de la Mer Caspienne est encore plus mal lotie alors que l’exploitation offshore devrait concerner 51% de la production pétrolière des pays d’Asie centrale avec une estimation de 1,5 Mb/j en 2020.

Par ailleurs, de nombreux opérateurs extérieurs à la zone s’interrogent sur la rentabilité des projets Caspiens avec un cours du brut qui évolue autour de 10$ le baril. Actuellement, le meilleur rapport semble avoir été obtenu par Chevron et Mobil qui annoncent des coûts de production de 2$/b sur le gisement de Tengiz (Kazakhstan). Le coût de transport additionnel, de 6$/b, permet toutefois de relativiser ce chiffre.

a) Azerbaïdjan : un effort soutenu par les capitaux occidentaux

En 1998, sur les 9,5 Mt (182 800 b/j) de brut produits, la production offshore a représenté 7,4 Mt. Bakou a passé 14 accords PSA (Production Sharing Agreement) impliquant 24 compagnies dans l’exploitation pour un investissement prévu de 40 milliards de dollars. D’ici 2002, le consortium AIOC a prévu six centres d’extraction sur la zone. Deux autres plates-formes sont à l’étude et pourraient s’ajouter au dispositif ainsi que des unités flottantes de traitement.

A la date de janvier 1999, cinq puits d’exploration avaient été forés depuis la série de contrats PSA ouverte en 1994. Une rentabilité incertaine lorsque le brut tombe en deçà de 10$/b et l’accumulation de forages décevants risquent de reporter l’exploration des dizaines de prospects encore non attribués.

Seul le consortium AIOC travaille sur le développement de réserves prouvées. Malgré cette certitude, il envisage de revoir à la baisse son projet d’investissement avec l’achèvement en janvier 1999 de la première phase de développement initial " early oil ". Ce cycle a mobilisé des investissements à hauteur de 1,6 G$. La gestion de la seconde phase " main oil " reste suspendue à l’évolution des cours du brut ; elle concernerait 2,3 à 3 G$ sur deux ans.

Exploité par une technologie soviétique, le pétrole onshore connaît une production en recul : la plupart des 5 800 puits qui opèrent sur 366 champs ont une production inférieure à 0,75 t/j.

Le secteur pétrolier concentre 20% du potentiel industriel azéri et absorbe la moitié des investissements. Si le FMI reste le premier créditeur, les investissements directs étrangers se sont montés à 845 millions de dollars en 1997 et ils réalisent plus de 70% des infrastructures. Leur montant cumulé de 2,5 milliards de dollars depuis 1990 fait désormais de l’Azerbaïdjan le pays le plus attractif sur la zone. Avec un encours de 600 millions de dollars fin 1998, la dette extérieure représente 15% du PIB.

b) Russie : une capacité technique mais peu de disponibilités financières

Très en retard dans l’ouverture aux investisseurs étrangers, la Russie n’avait signé que 3 PSA en 1998 pour 1,4% des ressources pétrolières. Sa politique d’appels d’offre concerne en priorité des champs pétroliers ou gaziers de petite taille, éloignés des centres de traitement ou des noeuds d’évacuation et peu équipés en nouvelles technologies d’extraction. De plus, de nombreuses restrictions légales continuent à limiter l’accessibilité du marché russe avec des obligations en termes de personnels employés (80% de nationaux) ou d’équipements utilisés (70%).

Les besoins d’équipements lourds sont réels malgré une maîtrise reconnue des techniques d’exploration. Dans la région Caspienne, il s’agit essentiellement de relancer l’exploitation d’anciens champs qui s’appauvrissent tout en gardant des potentialités peu accessibles.

c) Producteurs centre-asiatiques : entre projets ponctuels et reports d’investissements

– Kazakhstan

Entre 1992 et 1997, le Kazakhstan a attiré 76% des investissements étrangers directs consacrés aux pays d’Asie Centrale avec un pic de 1,3 milliards de dollars en 1997. Le secteur pétrolier n’attire toutefois que 50% des investissements extérieurs et 35,7% des investissements nationaux. Cependant, quelques restrictions sur le rapatriement des profits, une politique de prix mal gérée et le retour d’une emprise administrative sur l’économie pourraient rapidement amener les partenaires occidentaux à reconsidérer leurs engagements.

Aucune infrastructure offshore lourde n’a été mise en place ; la rigueur de l’environnement exige des technologies spécifiques. Les conditions climatiques et maritimes conduisent les opérateurs à rechercher des techniques d’exploration adaptées à un environnement difficile :
– Barge ballastée et fixée sur un haut fond artificiel situé sur l’emplacement du forage (site de Kashagan, projet OKIOC - Offshore Kazakhstan International Operating Company) ;
– plates-formes auto-élévatrices pour opérer dans des conditions de variation du volume d’eau ;
– piliers en alliage extensible pouvant supporter plusieurs mois de gel.

Les accords d’investissements passés avec TengizChevroil pour 25 milliards de dollars et OKIOC pour 20 milliards de dollars dominent le marché kazakh. L’exploration concerne une dizaine de sites.

– Turkménistan

Le Turkménistan est mobilisé sur 153 projets d’investissement dans le secteur gazier pour un montant global de 3,6 milliards de dollars. Desservi par un climat d’affaires difficile et une corruption envahissante, le pays attire peu les investisseurs étrangers. Le premier investisseur sur l’exploitation gazière était en 1998 une firme argentine avec une immobilisation de 395 millions de dollars.

Le Turkménistan développe donc un partenariat technique assez étroit avec son voisin iranien. Plusieurs contrats d’équipement et de prestations de services sont en cours. Encore à l’état d’étude prospective, l’exploration offshore concerne deux champs dont l’un (Serdar) est disputé par l’Azerbaidjan.

Représentant 4% du PNB, les investissements étrangers pourraient toutefois progresser autour des cinq projets d’évacuation actuellement à l’étude pour des montants estimés entre 190 millions et 2,2 milliards de dollars. Il faut noter qu’un endettement à hauteur de 32% du PIB ponctionne déjà 18% des recettes d’exportation.

– Ouzbékistan

L’environnement politique et économique est peu attractif pour les investisseurs et des relations délicates avec le FMI obligent le gouvernement à fortement ponctionner les forces économiques. Depuis 1994 la production de gaz a doublé et les besoins en équipement de traitement accompagnent les progrès de l’exploitation. Dans ce contexte de disponibilités financières limitées, les industriels subissent un différentiel (fluctuant entre 150 et 800% ) sur les prix du gaz.

Transformée en holding, Uzbekneftegaz a récemment annoncé trois projets industriels gaziers pour un montant de 185 millions de dollars. Cependant, les incertitudes sur la rentabilité des six blocks de Ust Yurt et la suspicion d’une manipulation des chiffres pour surestimer la production (déstockage de réserves) n’encouragent pas les investisseurs.

Les deux PSA signés avec les Occidentaux en 1996 et 1998 prévoient néanmoins une enveloppe globale de 3,6 milliards de dollars.

1.2. Intervenants techniques et financiers

Le besoin global de financement est estimé à 70 milliards de dollars pour la première tranche d’exploration. Schématiquement, les sources d’investissements se répartissent de la façon suivante : les opérateurs américains, dont le poids est prépondérant (l’Eximbank est le principal investisseur sur la zone avec des encours de 424 millions de dollars au Turkménistan et de 800 millions de dollars en Ouzbékistan), des banques européennes, plus faiblement impliquées, la contribution enfin de diverses institutions financières internationales.

1.2.1 Compagnies pétrolières

a) Restructuration difficile du marché russe

Engagées dans un mouvement de privatisation brutal et peu encadré par le pouvoir central, les compagnes pétrolières cherchent leurs marques et se dispersent parfois dans des activités extensives (groupes bancaires, investissements immobiliers, intérêts dans les médias). En 1998, la double faillite de la compagnie pétrolière Sidanco et de sa banque Uneximbank (endettement de 2 milliards de dollars) souligne le terrain fragile sur lequel évoluent les firmes du secteur pétrolier.

Les intervenants russes se répartissent ainsi :

Un secteur public encore important, moins par les volumes de production que par certains monopoles locaux sur les moyens d’évacuation. Après la phase de privatisation anarchique, une certaine reprise en main du gouvernement se confirme. Il s’agit pour le pouvoir central d’installer une firme d’État susceptible d’assurer certaines contraintes de service public : prix préférentiels destinés au marché intérieur, préservation de bassins d’emplois, approvisionnement des régions isolées.

La tentative de fusion des pétroliers Onako (État 60%), Slavneft (État 75%) et Rosneft (État 100%) n’a pas abouti et la perspective de rétablir une " public major " sur des bases financières fragiles et une compétitivité douteuse détourne les investisseurs du projet.

Le secteur gazier est toujours dominé par Gazprom qui s’ouvre lentement au capital étranger. Un accord de partenariat stratégique a été passé avec Lukoil pour réaliser d’importantes modernisations d’infrastructures de traitement gazier.

Un secteur privé encore instable et peu transparent, dominé par deux firmes :

à Yuksi (né de la fusion entre Yukos et Sibneft) est en voie de confirmer son statut de 3ème mondial après Shell et Exxon pour les volumes de pétrole traités ;

à Lukoil, bien intégrée sur le marché international avec une surface financière et une compétitivité qui s’améliorent. Présente dans 4 grands gisements azéris sur 7, cette firme mène une politique de diversification et d’implantation systématique mais modeste (rarement plus de 10% des parts en général) dans la plupart des projets kazakhs.

b) Émergence de compagnies nationales locales

– Azerbaïdjan

La SOCAR (State Oil Company of the Azebaidjan Republic) a des parts réservataires dans tous les projets d’exploration ou d’exploitation.

– Kazakhstan

Kazakhoil, compagnie d’État a été crée en mars 1997. Monsieur Balgimbayev, son fondateur, est devenu Premier Ministre et le beau-fils du Président Nazerbaiev en est le sous-directeur. Confrontée à de lourdes pertes financières en 1998, cette compagnie a du revendre ses parts (14,28% soit 500 millions de dollars) dans le consortium OKIOC.

– Turkménistan

Peu internationalisée et sans surface financière solide, la compagnie d’État Turkmenneftgaz mène une politique d’exportations gazières peu diversifiée à destination de l’Ukraine et de l’Iran. Ce dernier pays est d’ailleurs de plus en plus impliqué dans l’économie des hydrocarbures turkmènes, tant pour le développement du gisement de Korpedzhe que pour le financement à 80% du gazoduc (140 km) qui relie ce site à Kurt Koy. Le Turkméniqtan n’a pas signé de contrat de partage de production PSA mais quelques accords le lient à des firmes occidentales.

– Ouzbékistan

Uzbekneftegaz domine les secteurs pétrolier et gazier. Elle a sous sa juridiction 6 organismes très centralisés sur le plan administratif (Karshineft, Mubarekgaz, Dzharkurganeft, Asaka Pipeline Board, Fergananeft et Mingbulakneft). L’année 1998 a été marquée par plusieurs désengagements de firmes occidentales associées en consortium d’exploration (Enron Oil and Gaz et Unocal notamment). Ces firmes se sont opposées à la politique de commercialisation déléguée en partie à la firme russe Gazprom.

c) Rôle dominant des consortiums

Associations d’investisseurs formées par les compagnies pétrolières locales et occidentales autour d’un projet (champ d’exploration, gisement à exploiter, pipeline à construire), les consortiums sont des opérateurs techniques et financiers très influents sur la zone. Les niveaux plus ou moins élevés des pourcentages de participation ne permettent pas toujours de déduire leur degré de contrôle sur le projet. L’identification de la structure des consortiums est parfois difficile du fait d’une grande variation des parts engagées (achat, vente, échanges) et des mouvements d’entrée et de sortie des membres constitutifs.

Les exemples de l’AIOC pour l’exploration pétrolière et du CPC pour l’évacuation peuvent illustrer l’activité menée par les consortiums :

En Azerbaïdjan, l’AIOC (Azerbaïdjan International Operating Company) reste le plus remarqué par l’importance des investissements engagés. Il a été constitué autour des champs pétroliers de Chirag et de Gunashli par BP (UK, 17%), Amoco (EU, 17%), SOCAR (Az., 10%), Lukoil (Rus, 10%), Unocal (EU, 10%), Statoil (Norv, 9%), Exxon (EU, 8%), TPAO (Turq, 7%), Pennzoil (EU, 5%), Itochu (Jap. 4%), Ramco (UK, 2%) et Delta (Ar Saoud, 2%). Principal opérateur, l’AIOC a connu quelques déboires en 1998 : faibles retours sur investissements, instabilité de sa direction, différents entre BP et Amoco. Ce consortium semble réévaluer ses engagements et montre des hésitations à passer à l’étape suivante pour une production prévue (mais contestée) de 105 000 b/j en 1999 à 900 000 b/j en 2002.

Au Kazakhstan, le CPC (Caspian Pipeline Consortium) a été créé en 1993 sur un projet d’évacuation qui doit relier Tengiz au port russe de Novorossisk. Ce consortium associe le Kazakhstan et Oman à 11 compagnies dont deux joint-ventures constitués par la Russie avec une firme britannique (LukArco pour 12,5%) et une firme anglo-hollandaise (Rosneft-Shell pour 7,5%).

1.2.2 Instituts de recherche

Les instituts américains sont en position dominante. La plupart des " think thanks " (Rand Corporation notamment) ou des cabinets d’audit internationaux (Cooper & Lybrand, PA Consulting) ont envoyé des équipes spécialisées sur la zone dès 1991. A l’issue de la première phase de prospection du marché (1991-95), ces bureaux d’étude ont maintenu des antennes permanentes dont la plupart sont localisées à Bakou.

Par ailleurs, les agences fédérales américaines de soutien aux exportations sont très actives et organisent un lobbying actif au profit des " majors " sous couvert d’aide technique à la prospection. A titre d’exemple, on peut mentionner les deux plus importantes :

– l’OPIC, après un fonds régional d’investissement de 100 millions de dollars en 1996, a ouvert un nouveau fonds de 40 millions de dollars ;

– la TDA (Trade and Development Agency) soutient une soixantaine de projets et d’études pour une enveloppe globale de 20 milliards de dollars.

2. La question de l’évacuation

2.1. Inadaptation des réseaux existants

2.1.1 État défectueux des installations

a) Défaillances techniques

Une étude de Wood Makenzie Consultant a conclu sur la nécessité de réhabiliter la majeure partie du réseau existant. Plusieurs facteurs de risques ont été relevés : jonctions défaillantes, corrosion importantes, inélasticité des matériaux, déformations, fragilité des parties aériennes, fuites non réparées ou non localisées, non inversion du flux.

Par ailleurs, les voies actuellement opérationnelles sont limitées en capacité et n’ont pas vocation à l’exportation.

b) Convergence des tracés

Dessinés dans une logique d’économie centralisée, les voies d’évacuation sont orientées vers des centres de traitement désignés par une planification industrielle qui remonte aux années 30. De plus, le rôle stratégique du pétrole caucasien a inspiré à Moscou un rayonnement des installations de raffinage autour de centres militaires régionaux dont il s’agissait d’assurer l’approvisionnement. Ainsi, en 1943, l’Azerbaïdjan a connu un pic de production autour de 23 Mt soit trois fois la production de 1997.

Héritées de l’URSS, les principales voies opérationnelle sont orientées sur un axe nord-sud qui dessert quelques centres raffinage de moyenne capacité : Uzen/Tengiz (raccordement) / Tyrau/ Samara et Chardzhev /Tchimkent/ Pavlovar / Omsk.

2.1.2 Solutions utilisables pour l’évacuation

a) États d’Asie Centrale : un réseau sans logique régionale

Très limité, le réseau existant (7 405 km) se répartit ainsi :

Pays	Longueur (km)	Opérateur
Kazakhstan	5910	KazTransOil
Turkménistan	750	Turkmeneft
Ouzbékistan	725	Uzbekneftegaz
Kirgyzstan	20	Kygyzneftegaz

Le Kazakhstan concentre sur son territoire 80% des voies sur 7 tracés mais l’activité est en très net déclin. Il est vraisemblable que les chiffres de 1997 sont toujours d’actualité : sur la ligne, le segment Uzen-Atyrau fonctionnait à 30% d’une capacité de 500 000 b/j et sur la ligne Kenkiyak-Orsk, le trafic était réduit à 26% d’une capacité de 130 000 b/d. Toutes les lignes kazakhs se terminent en Russie, et le pays subit au bénéfice des Russes une dépendance préjudiciable en termes de contrôle sur le volume et les prix.

Le Turkménistan voit son avenir pétrolier suspendu aux résultats des négociations sur les tracés : la raffinerie de Chardzhev n’étant que le terminal d’une ligne qui remonte jusqu’à Omsk. L’évacuation du gaz se présente sous de meilleurs auspices avec la ligne d’Arkabat qui dessert Turmenbashi et pourrait se prolonger vers l’Iran.

L’Ouzbékistan est éloigné des grandes lignes et utilise un réseau vieilli à usage presque strictement local. Le transport par voie ferrée domine et les perpectives de production nationale n’autorisent pas des investissements à grande échelle. Seul un tracé à vocation régionale vers le Pakistan ouvrirait des opportunités intéressantes.

Le Kyrgyzstan n’a pratiquement aucune infrastructure d’évacuation et n’accueille qu’une courte boucle qui dessert la partie du bassin de Fergana placée sur son territoire.

b) États du Caucase : un transit à développer

– Russie caucasienne

Deux ligne transversales dominent le marché régional de l’évacuation :

– Un gazoduc Bakou/Rostov doublé par un oléoduc sur le tronçon Bakou/Tikhoresk via Grozny ;
– un gazoduc qui transite par Astrakan vers Erevan (Arm.) et vers Atyraou (Kaz.).

Plusieurs lacunes ont été relevées dans ce réseau incomplet : aucune route pétrolière terrestre ne dessert les pays de la rive droite et il n’existe pas de pipeline de jonction entre Astrakan (terminus) et Grozny. Cette cartographie témoigne d’une logique industrielle sans véritable réflexion économique. Par ailleurs, l’absence de grands centres russes de raffinage sur la zone n’encourage pas la réalisation d’équipements de transport à forte capacité.

– Géorgie

Située sur un carrefour gazo-pétrolier, Tbilissi peut valoriser un rôle d’étape de première transformation ou de point d’éclatement. Le port de Soupsa pourrait voir son activité se développer si le projet d’une ligne vers Ceyhan se réalise.

– Arménie

Encore à l’écart des principales routes, Erevan est un terminal gazier. Une liaison avec le centre iranien de Tabriz multiplierait considérablement le flux qui y transite et cette liaison stratégique est-ouest dynamiserait une industrie encore modeste. Par ailleurs, les projets Bakou/Ceyhan ouvrent des opportunités économiques à saisir rapidement. Pour ce pays enclavé, les voies d’évacuation constituent une force de projection intéressante.

2.1.3 Voies desservant actuellement la production Caspienne

Pour des motifs d’économie d’échelle ou de planification cassée par l’éclatement de l’URSS, le réseau régional n’assure pas l’évacuation continue des hydrocarbures. Le recours au transport combiné impose de nombreuses ruptures de charges, une multiplication des coûts, un allongement des délais et des risques écologiques importants.

a) Voie ferrée

Elle est encore le moyen de transport le plus utilisé par les pays de la rive gauche malgré les ruptures de charge dues à la mauvaise connexion des voies (écartements) et aux capacités d’emport inégales des réseaux nationaux. Une partie du brut en provenance du gisement kazakh de Tengiz est encore exporté vers la Finlande (Chevron) et vers la Chine (CNPC) par train. En dépit de quelques extensions et améliorations prévues, ce trafic ne devrait excéder 100 000 b/j au-delà de l’an 2000.

Le transport par rail dans les anciennes républiques soviétiques accumule les inconvénients : jonctions limitées dans le sens est-ouest, voies non doublées, faibles capacités de stockage et rareté des points d’éclatement des charges.

b) Pipelines

– Voie russe

Depuis la fin de 1997, le consortium AIOC utilise une route de transport combiné (oléoduc/bateau) entre le gisement de Chirag (Azerbaïdjan) et le port russe de Novorossiisk (Mer Noire) via Bakou, Grozny et Tikhorestk. L’actuelle capacité de 120 000 b/j pourrait être portée à 300 000 b/j avec un investissement additionnel de 600 millions de dollars. Tarif pratiqué : 2.16 $/b sur contrats de 10 ans.

– Voie géorgienne

Opérationnelle début 1999, la route " occidentale " Bakou-Supsa via Tbilissi a une capacité de 200 000 b/j. Tarif pratiqué : 40 cents/b.

c) Transport maritime

La voie maritime se limite actuellement à trois lignes : Aktaou (Kaz.)/Bandar (Iran), Aktaou/Bakou et Turkmenbashi (Turkm.)/Bakou. Principal utilisateur de ce mode de transport, le Kazakhstan a une flotte de tankers de faible capacité (5 000 t) qui assure un transit de 60 000 b/j.

Par ailleurs, le canal de la Volga au Don assure une jonction entre Mer Caspienne et Mer Noire.

2.2. Nouvelles routes d’évacuation : un débat en cours

2.2.1 Critères à intégrer

Le caractère enclavé de la région Caspienne et l’éloignement des grands centres de consommation exigent la mobilisation d’investissements considérables pour évacuer la production régionale (Annexes 7 et 8).

Plusieurs facteurs techniques, économiques et politiques doivent être pris en compte dans les études de faisabilité des projets d’évacuation.

a) Critères techniques

Manque d’infrastructures industrielles spécialisées dans le secteur des hydrocarbures : il n’y a pas de bases de fabrication et de logistique consacrées aux technologies de l’exploration et de l’évacuation. L’achat de licences industrielles pour une fabrication locale (segments de tubes, forets, excavateurs,...) n’étant pas rentable, des formules de prêts-bails sont mises en place.

Alors que l’acquisition et l’installation d’un équipement fonctionnel prend 2 à 3 mois en Mer du Nord ou dans le Golfe, il faut compter jusqu’à 2 ans en région Caspienne. Notons que les sanctions appliquées à l’Iran par les États-Unis ne facilitent pas l’importation de proximité des matériels nécessaires. La plupart des installations importées transitent par le port géorgien de Poti.

Capacité d’absorption limitée des centres de raffinage régionaux : les deux unités principales (Grozny en Russie et Tabriz en Iran) ont une capacité limitée de 900 000 à 1,4 M b/j en 2010. Une optimisation des coûts de transport plaide pour un traitement de proximité de la production de brut. Les disponibilités des centres turcs, bulgares ou ukrainiens sont aussi à étudier. Il faut noter toutefois que les difficultés financières des acheteurs russes ont tendance à se répercuter sur les contrats d’achat.

b) Critères économiques (Annexe 6)

Incertitudes sur le volume de production attendu : aucun niveau significatif n’est annoncé avant 2001. Les États producteurs hésitent à engager des investissements importants et semblent rechercher en priorité des solutions intermédiaires ; raccordement aux voies existantes, transports alternés, voies limitées à des petits volumes (200 000 à 500 000 b/j), swaps de brut entre deux producteurs. Cette dernière formule est proposée par l’Iran au Turkménistan qui lui livre du brut. Après raffinage près de Téhéran, l’Iran exporte à partir du Golfe le volume correspondant pour le compte du Turkménistan.

Besoins limités des États producteurs riverains : encore marqués par la récession consécutive aux effets d’une transition économique brutale, les pays de la Caspienne ne sont pas complètement engagés sur la voie d’une croissance soutenue. La demande industrielle d’énergie reste modeste et la consommation de pétrole devrait augmenter de 3% par an pour retrouver, en 2020, le niveau de 1991 (800 000 b/j). La consommation des ménages en hydrocarbures est encore peu développée malgré certaines habitudes de gabegie encouragée par les gouvernements.

Volonté politique de tirer des royalties (tant financières que diplomatiques) à partir du transit par les territoires nationaux : à titre d’exemple, la société russe Transneft a augmenté ses tarifs (dernier trimestre 98) ; les droits payables en devises pour les volumes destinés à l’exportation sont passés de 0,5 $/t à 1,5 $/t. Le tarif antérieur de 3 $/t pourrait être repris dans le contexte d’une remontée du cours du brut.

Prise en compte du marché le plus porteur : les études montrent qu’une orientation de l’évacuation de pétrole vers la consommation européenne devrait permettre une meilleurs profitabilité, les marchés asiatiques étant déjà saturés par l’offre de la péninsule arabique. La situation serait différente pour le gaz car la demande asiatique (quantités et prix) offre ici de meilleures opportunités.

c) Critères politiques

Des contraintes juridiques peuvent peser sur la décision en faveur d’un tracé. Les opérateurs étudient avec attention les caractéristiques nationales des droits de passage avec l’existence d’éventuelles obligations spécifiques. Il faut aussi envisager le risque de voir apparaître des modificatifs de réglementations ou des pressions reconventionnelles initiés par les pouvoirs locaux. Ainsi, au Turkménistan, la rivalité des leaders locaux autour des champs gaziers perturbe fortement les relations entre le pouvoir central et les compagnies occidentales.

Par ailleurs, les accords d’entretien des installations sont susceptibles d’engendrer des contentieux.

Les risques environnementaux liés aux activités pétrolières et gazières sont de plus en plus mises en avant par les " États d’accueil " pour faire pression sur leurs partenaires occidentaux. Le cas des détroits turcs mobilise les experts en raison de la saturation du trafic déjà atteinte ; le mouvement quotidien de 136 bateaux (auxquels il convient d’ajouter quelques 2 000 transits de pêche et ferries) concerne les pétroliers pour 60%. Il faut noter du reste que la capacité annoncée d’un pipeline Bakou-Ceyhan (0,8 à 1,2 Mb/j) ne représente qu’une modeste " économie écologique " de quelques tankers seulement.

La nécessité de réduire la dépendance imposée par la Russie est une réalité pour l’ensemble des États caucasiens et centre-asiatiques. A cet égard, la posture défavorable du Turkménistan reste un exemple particulièrement saillant qui se remarque à tous les niveaux du marché :

· Sur les prix : en mars 1998, la Russie a renouvelé ses contrats d’approvisionnements gaziers sur une base de 36 $/100 m3 alors que les contrats de 1992 alignaient le chiffre de 80 $ ;

· sur l’évacuation : Gazprom, opérateur unique, impose un transit de 1 050 km alors qu’une route de 580 km est disponible. De plus, les tarifs ont été portés à 1,75 $/1000 m3 par tranche de 100 km.

2.2.2 Tracés étudiés

Voies de transit à l’exportation, instrument régional du désenclavement, soutien à l’émancipation économique des États de la CEI, et générateurs de recettes commerciales, les pipelines font l’objet de tractations intenses. Les propositions de routes d’évacuation se multiplient donc autour d’enjeux politiques ou financiers parfois éloignés de la réalité géopolitique et économique de la région. Il y a peu de convergence d’intérêts entre les États producteurs (l’Azerbaïdjan propose 4 voies, le Kazakhstan en étudie 6) et, en l’état actuel des projections de production, le risque d’un suréquipement existe, au-delà d’une capacité d’évacuation de 5 Mb/j. Il est vraisemblable que l’apport du pétrole offshore kazakh et turkmène sera un facteur dimensionnant dans la constitution du futur réseau régional.

Pour éviter une énumération fastidieuse de propositions tour à tour éliminées puis reprises, on se limitera à présenter les principales directions envisagées en rappelant les particularités de chacune d’entre elles.

a) Route du nord

La route russe est déjà très utilisée pour le pétrole et le gaz avec les points de départ de Bakou et Arkabat. Transitant par Rostov ou Saratov, ce système a constitué le réseau " Droujba " (Amitié) vers les anciens partenaires du Comecon. Les projets portent essentiellement sur la réalisation des connexions manquantes et sur une modernisation des installations avec un doublage éventuel des segments les plus utilisées.

b) Route du sud

– Pétrole

Deux projets (Bakou / Téhéran/ Bandar-Abbas et Aktau / Turkmenbashi /Téhéran /Bandar-Abbas) sont à l’étude. Le premier reste entièrement à réaliser ; le second consiste à relier les tronçons déjà existant. La route d’Aktau (longueur 1 200 km et débit proposé 250 000 b/j) retient l’attention pour un coût estimé à 1,1 milliards de dollars.

– Gaz

Un gazoduc Arkabat / Téhéran / Bandar-Abbas constituerait le débouché naturel du gaz turkmène en offrant une possibilité de dérivation par Téhéran/Tabriz (existant) avec prolongation vers Ankara (à construire).

Une série de projets de raccordements est soumise par le Turkménistan pour s’ouvrir aux marchés occidentaux par la Turquie via l’Iran. Pour profiter des voies existantes en Iran, il s’agit de réaliser un tronçon Arkabat/Téhéran (évoqué ci-dessus) et un tronçon Tabriz/Ankara. La proposition principale (1 400 km et 1,6 à 2,2 milliards de dollars pour 20 Mds m3/an) intéresse Royal Dutch-Shell.

c) Route de l’est

Cinq projets de pipeline, tous difficiles à mettre en ouvre, sont proposés.

– Pétrole

Un pipeline Kazakhstan/Chine (2 850 km et 3,5 milliards de dollars pour 1M b/j) consoliderait des liens transrégionaux en gestation et orienterait la production kazakh vers les fortes potentialités du marché chinois du Xinjiang, avec un prolongement sur l’oléoduc d’Uzen (en construction). Par ailleurs, la compagnie nationale chinoise (CNPC) a annoncé un engagement pour le développement des réserves kazakhes ; un investissement de 6 milliards de dollars est retenu.

Plusieurs lignes transafghanes sont envisagées pour acheminer le brut Caspien vers les centres de raffinage du Golfe et vers les marchés prometteurs du sous-continent indien.

Une route vers le Pakistan, le Central Asia Oil Pipline Project (CAOPP) au départ de Chardzhev (Turkm.) après réception d’une production kazakh ou turkmène desservirait les ports de Gwadar ou Ormara sur l’Océan Indien. Cette voie prolonge les tronçons Omsk/Pavlovar (800 000 b/j) et Pavlovar Chimkent (460 000 b/j) et ouvre des débouchés au pétrole sibérien.

– Gaz

Un gazoduc (projet CentGas de 1 271 km et 1,9 milliards de dollars pour 20 Mds m3 ) reprend en partie les tracés évoqués ci-dessus entre le Turkménistan et le Pakistan via l’Afghanistan. Un consortium de 7 membres est piloté par Unocal (54,4%).

Les points forts en sont des tarifs annoncés intéressants (1,45 $/1000 m3 ) et une ouverture hors CEI.

Les Turkmènes sont favorables à une ligne vers la Chine. Ce projet est le plus impressionnant (jusqu’à 6 500 km et 10 à 15 milliards de dollars) mais il est étudié par un consortium mené par Exxon, Mitsubishi et la CNPC.

d) Route de l’ouest

Cette route est la plus sollicitée et une dizaine de projets sont actuellement en discussion. 5 voies plus ou moins complémentaires et destinées à l’évacuation du pétrole attirent toutefois l’attention des investisseurs.

Bakou est au centre de quatre projets qui bénéficient d’un bon rapport faisabilité/rentabilité :

Le " Main Export Pipeline " (MEP) est piloté par le consortium AIOC. Encore indéterminé, l’itinéraire devrait aboutir au port turc de Cehyan. Cet important projet (1 994 km et 3,5 milliards de dollars pour 1,2 Mb/j) mobilise la plupart des experts. Déjà desservi par la production irakienne (pipeline en provenance de Bagdad et Mossoul), le port de Ceyhan souffre de l’embargo et cherche des approvisionnements alternatifs. Dans cette perspective, un projet géorgien et un projet arménien sont aussi étudiés.

Points forts : c’est la route la plus directe vers la Méditerranée, elle permet d’éviter les détroits turcs.

Points faible : le tracé traverse plusieurs chaînes montagneuses et les régions de la guérilla kurde ainsi que les zones d’instabilité séparatiste arménienne et géorgienne. Tarifs élevés à prévoir (3 $/b).

Bakou/Novorossisk (1 483 km et 2,5 milliards de dollars pour 1 Mb/j) : portée par les promesses de l’" early oil ", cette voie implique la Russie mais traverse la région du Dagestan et pèse sur le trafic des détroits turcs. Tarifs annoncés : 2,70 $/b.

Bakou/Supsa (926 km et 1,5 milliards de dollars pour 1 Mb/j) : un tronçon existe entre Supsa sur la Mer Noire et Tbilissi.

Points forts : route courte et directe, tarifs intéressants (de 40 cents pour l’" early oil " à 1$/b). Elle pourrait être raccordée ou devenir partie prenante du MEP.

Points faibles : la route travers l’Abkhazie et surcharge les détroits turcs.

Le projet Transcaspien (1 200 km et 2,5 milliards de dollars pour 1 M b/J) : très attendue par l’ensemble des États de la rive est, cette ligne se présente sous deux options : Turkmenbashi (Turk.)/Bakou ou Aktaou (Kaz.)/Bakou. Elle pourrait être doublée d’un gazoduc sous-marin et se raccorder au Bakou/Ceyhan.

Point faible : des fonds marins difficiles à équiper.

Deux autres routes de l’ouest, constituées autour de Novorossisk, sont aussi à prendre en considération :

Tengiz/Novorossisk : Le Caspian Pipeline Consortium (CPC) est déjà mobilisé sur ce projet régional de grande ampleur destiné à désenclaver le Kazakhstan (1 500 km, 4,5 milliards de dollars pour 1,3 Mb/j). Plusieurs tronçons existent et la phase opérationnelle devrait débuter fin 2001 malgré les tarifs élevés annoncés (3,4 $/b). Une autre ligne est à l’étude pour relier Tengiz à un éventuel circuit côtier (Astrakan/Atyarou/Aktaou/Turkmenbashi/Bakou).

Un projet de pipeline sous-marin de Novorossisk vers Bourgas (Bulgarie) relierait ensuite Alexandropolis (Grèce) et Brindisi.

Enfin, les potentialités gazières de la rive est ouvrent à Moscou une réflexion sur la future concurrence de cette production et son dégagement vers les marchés occidentaux.

Un projet de gazoduc sous-marin " Blue Stream " (396 km sous la Mer Noire) vise à relier Russie et Turquie, vraisemblablement sur un tracé Izobilnoie / Samsun. Cette section s’insérerait dans un projet plus ambitieux (1 213 km) avec raccordement à la ligne Bakou/Rostov.

2.2.3 État des négociations

Un raisonnement en termes d’économie d’échelle plaide pour une rationalisation des voies d’évacuation. La multiplication des routes dessert la logique de développement régional et encourage une compétition politique et financière entre les opérateurs qui brouille parfois les objectifs de rentabilité. Par ailleurs, la recherche d’un régime commun de transit contribuerait à installer des relations de confiance et une meilleure transparence dans les projets suivis. Aussi la longueur des négociations et les surenchères que pratiquent certains États producteurs (Iran) ou de transit (Russie) pénalisent-elles les nouveaux venus sur le marché des hydrocarbures.

Cette analyse ne retient que les projets les plus achevés en termes de phase exploratoire et pour lesquels les discussions en cours ont annoncé une réalisation sous échéance.

a) Quelques avancées modestes...

Le MEP : les négociations restent opaques et se tournent souvent au huis-clos entre turcs, Azéris et Américains (Washington soutient fortement ce projet). Le rapport d’étape n’a pas été rendu public. Les pays de transit appliquent une pression souvent contreproductive et des intérêts tactiques conjoncturels retardent les accords intergouvernementaux nécessaires. De plus d’importantes divergences sur le coût estimé (fourchette de 2,5 à 5 milliards de dollars) entretiennent un désaccord entre le consortium AOIC et la Turquie qui souhaite revoir sa participation à la baisse. Enfin, l’absence de garanties sur les investissements n’encourage pas les engagements financiers extérieurs au consortium. Cette situation de confusion relative alimente les incertitudes sur la réalisation d’un projet d’envergure régionale.

Le projet Transcaspien : prévu par un accord signé en juin 1997 entre les Présidents azéri et kazakh, il entre dans le cadre d’une coopération sur les transports à vocation d’exportation. Les travaux devraient débuter en l’an 2000 mais plusieurs éléments pèsent sur les négociations : un contentieux perdure sur le partage des zones d’exploration pétrolière, aucun développement significatif du pétrole offshore kazakh et Turkmène n’est attendu avant 2010, l’AOIC se mobilise préférentiellement sur le projet MEP.

Le " Blue Stream " russo-turc est piloté par Gazprom et repose sur un engagement financier italien (réseau bancaire appuyé par ENI et SpA) à hauteur de 2 milliards de dollars. Les premiers travaux sont annoncés pour l’an 2000.

b) ...mais de nombreux reculs

Le projet transafghan CentGas de double voie pétrole + gaz vers le Pakistan est pratiquement arrêté depuis le retrait d’Unocal d’un projet considéré comme extrêmement risqué et financièrement trop lourd. Au-delà de la guerre civile afghane et des difficultés liées au terrain montagneux, des divergences entre trois opérateurs - Unocal, Delta Oil (AS) et Bridas (Arg.) - ont reporté les travaux annoncés pour 1998.

Le CPC accumule les difficultés. Un problème sur la structure juridique du consortium, engendré par un désaccord entre Chevron et Mobil retarde la mise en place d’une commande ferme. Le début des travaux, annoncé pour novembre 1999, devrait être reporté.

Outre la perspective d’une rentabilité limitée, plusieurs autres facteurs, dont un contentieux sur l’attribution des parts, et des incertitudes sur les soutiens politiques locaux du programme, ont imposé un report du projet.

Le coût d’exploitation élevé, les difficultés d’évacuation, l’instabilité latente de la région enfin, sont autant de considérations qui en relativisent donc considérablement l’intérêt énergétique dans une perspective de court et de moyen terme. Cet intérêt n’est toutefois pas négligeable mais il est davantage comparable, en terme de ressources énergétiques, à celui de la Mer du Nord qu’à celui du Golfe. Cependant ces ressources demeureront potentielles tant que le problème de l’évacuation ne sera pas réglé et que les compagnies pétrolières percevront le risque de déstabilisation régionale comme une menace possible pour leurs investissements.