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Les géants énergétiques du Golfe : stratégies et perspectives

Quel potentiel de production pour chaque acteur ?

Le niveau de production d’hydrocarbures et son potentiel de développement est différent pour chacun des acteurs pétroliers du Golfe.

Il convient d’abord de souligner les handicaps spécifiques de l’Iran par rapport aux autres pays du golfe Arabo-Persique. Les experts considèrent que l’Arabie saoudite et l’Irak sont des pays bénis pour les compagnies pétrolières, car il suffit de forer pour que le pétrole jaillisse. L’Iran est en revanche le pays béni pour les sociétés de services, car la complexité des gisements nécessite la mobilisation de technologies. Ainsi, faute d’investissements suffisants, le taux de déclin naturel des gisements iraniens est supérieur à la moyenne mondiale, estimée à 5 %. Pour maintenir le niveau de production, il est donc indispensable d’y mobiliser en permanence des investissements importants. Par ailleurs, depuis la révolution iranienne en 1979, le pays n’a eu qu’un accès limité aux technologies modernes.

Les couts de production des pays du Golfe sont quant à eux les plus bas au monde, même s’il y a peu de transparence sur ces données. Ils varient beaucoup d’un gisement à un autre et sont notamment liés à la nature du gisement (existant ou nouveau). Le graphique ci-dessus présente une estimation des couts en capital (CAPEX) et des couts d’exploitation (OPEX) dans les principaux pays producteurs. L’évolution des couts techniques de l’Irak dépendra du succès de l’exploration future du pays. Les couts en Arabie saoudite pourraient augmenter, le pays étant amené en effet à investir dans des technologies d’amélioration de la production. Pour sa part, l’Iran devra augmenter significativement ses investissements et faire appel à des technologies modernes. Ces caractéristiques ont marqué depuis des décennies la géopolitique régionale et seront déterminantes pour les évolutions futures.

Soulignons aussi que les rapports de force entre les trois pays n’ont cessé d’évoluer depuis la création de l’OPEP en 1960 en fonction de la variation de leur production. Cette dernière doit être examinée dans le contexte de la croissance de la demande pétrolière mondiale : 31,8 millions de barils par jour (Mbj) en 1965, 58,4 Mbj en 1973 et 96,6 Mbj aujourd’hui. La part de marché des pays de l’OPEP a fluctué, atteignant à ces mêmes dates 43,8 %, 51,5 % et 42 %.

En 1965, les productions des trois pays faisaient quasiment jeu égal de 1,5 à 2 Mbj, loin derrière les États-Unis (9 Mbj), l’URSS (5 Mbj), et même le Vénézuéla (3,5 Mbj). La production de l’Arabie saoudite a ensuite explosé compte tenu de conditions particulièrement favorables dans le pays, pour atteindre 7 Mbj en 1973 et plafonner à 10 Mbj en 1980-1981. Ultérieurement, le pays a réduit sa production pour défendre le prix du pétrole. En 1985, le pays décide de réaugmenter sa production pour défendre sa part de marché, provoquant le contre-choc pétrolier. Depuis 1992, sa production a augmenté, fluctuant en général entre 8,8 et 10 Mbj, pour atteindre 12,3 Mbj en 2016.

Le profil de production de l’Iran est plus heurté. Celle-ci augmente jusqu’à 6 Mbj entre 1973 et 1979, puis décline très fortement en 1980 à cause de la révolution iranienne et de la guerre Irak/Iran. Depuis, la production s’est redressée pour revenir à 4,6 Mbj en 2016.

De même, le profil de production de l’Irak a été marqué par les conflits géopolitiques qui ont affecté ce pays : guerre Irak/Iran, guerre du Golfe en 1990, sanctions internationales, intervention américaine en 2003. Depuis la levée des sanctions mises en place lors de la guerre du Golfe, la production s’est redressée pour atteindre 4,5 Mbj en 2016, retrouvant ainsi les niveaux des années 1970.

Quelles perspectives de production ?

• L’Arabie saoudite présente des conditions techniques et économiques favorables pour augmenter sa production. Dès les années 1990, le pays envisageait les conditions permettant de produire 15 Mbj. L’Agence internationale de l’énergie estime qu’en 2030, sa production devrait atteindre 12,7 Mbj (WEO-2017). Ceci nécessite de nouveaux développements, notamment sur les champs de Manifa, Khurais et Shaybah. Mais en parallèle, la consommation intérieure devrait augmenter dans les secteurs « transport » et « électrique ». Ainsi, la part de la consommation intérieure dans la production est passée de 15 % en 1990 à 29 % en 2016.

• L’Irak a affiché en 2012 ses ambitions de croissance pour sa production. À l’évidence, son potentiel est considérable, le pays ayant été sous-exploré dans le contexte politique déjà mentionné. Les contrats signés avec des entreprises multinationales impliquaient une multiplication par cinq de sa capacité de production par rapport à son niveau de production de 3 Mbj. Dans ses projections de 2017, l’AIE revoit à la baisse ses prévisions en 2030 à 5,6 Mbj. Le développement du potentiel du pays restera lié à l’évolution du contexte économique, social et politique dans les années à venir.

• L’Iran a affiché sa volonté de retrouver sa part de marché que l’embargo lui avait fait perdre. Pour ce faire, le pays a décidé d’augmenter la capacité des gisements en production et envisage le développement de nouveaux champs. L’augmentation de la production des gisements existants, à l’instar d’Ahwaz, permettrait d’augmenter la production d’environ 500 Kbj. Mais cela implique la mobilisation d’investissements importants faisant appel à des technologies occidentales. Enfin, le gouvernement iranien a affiché sa volonté d’ouvrir le pays aux investisseurs étrangers. Cette annonce a soulevé un grand intérêt dans les compagnies pétrolières internationales. Cependant, le processus risque d’être long, compte tenu des incertitudes concernant la levée effective de l’embargo américain : d’ici à 2020, il est peu probable d’observer une augmentation de production significative.

• Les productions des autres pays du Golfe sont plus faibles. Celle du Koweït a crû de 2 Mbj en 2000 pour atteindre 3,2 Mbj en 2016 et se stabiliser à ce niveau d’ici 2030. La production des Émirats arabes unis est passée de 2,6 Mbj en 2000 à 3,9 Mbj en 2016 et devrait monter à 4 Mbj en 2030. La production du Qatar a doublé depuis 2000 pour atteindre, en 2016, 2 Mbj, niveau qui devrait rester stable d’ici 2030.

En d’autres termes, l’Arabie saoudite devrait conserver une position centrale sur le marché pétrolier : elle devrait conserver sa prééminence parmi les pays de l’OPEP et rester en 2025 l’un des trois grands producteurs de pétrole avec les États-Unis et la Russie. L’Irak et l’Iran retrouveront cependant un rôle majeur sur le marché pétrolier. Les exportations d’hydrocarbures des pays du Golfe restent soumises à une contrainte majeure. En effet, l’essentiel de la production de pétrole et de gaz transite par le détroit d’Ormuz. L’oléoduc Kirkouk/Ceyhan, qui débouche en Méditerranée, est de capacité limitée et son utilisation est par ailleurs entravée par le conflit syrien. Seule une faible partie de la production saoudienne peut donc être exportée via la mer Rouge. La totalité des exportations de GNL du Qatar et des Émirats arabes unis transite par le détroit d’Ormuz.

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