Les enjeux énergétiques de la Caspienne ou l’émergence d’une nouvelle géo-économie des flux

Alexandre Huet

« La politique d’un État est dans sa géographie » Napoléon Bonaparte

« Un jour, le monde verra avec stupeur s’éveiller et se mettre en marche cet empire invisible qui gît encore ensommeillé dans les flancs de l’Asie ». Mustafa Kemal Atatürk

1« La face cachée de la lune ». C’est en ces termes que l’on évoquait les provinces caspiennes et centre-asiatiques de l’URSS lorsque celle-ci régnait encore sur les marches méridionales de son empire. Il faut remonter à l’époque du « Grand Jeu » pour voir se mani­fester les premiers signes de la marginalisation de cette zone, qui avait été pendant de nom­breux siècles à la fois le cœur des Routes de la Soie et un exceptionnel creuset culturel et humain. Au tournant du XXe siècle, l’expan­sion territoriale de la Russie tsariste avait en effet mis en contact le flanc sud de l’Empire russe avec la sphère d’influence de la Grande Bretagne (Indes, Afghanistan, Perse). La démar­cation des deux empires s’était alors traduite par la création d’un glacis composé de fron­tières étanches et par l’interruption de tous les flux nord-sud reliant l’Asie centrale et le bassin caspien aux pays du bouclier turco- afghan. La région Caspienne et l’Asie centrale allaient ainsi vivre pendant plusieurs décennies comme des recluses, marginalisées par les planificateurs soviétiques qui n’y voyaient qu’une région richement dotée en ressources naturelles, et déconnectées en grande partie des flux d’échanges qui traversaient l’espace économique soviétique.

  • 1 Nous nous intéresserons ici principalement à l’Azerbaïdjan, au Turkménistan et au Kazakhstan, tous (...)

2La dislocation de l’URSS, en 1991, a d’emblée contraint les nouvelles républiques caspiennes1à repenser leur positionnement géo-économique, compte tenu à la fois de leur enclavement géographique et de l’enjeu que représente leurs réserves d’hydrocarbures, avérées et poten­tielles. Cette démarche à la fois géographique, politique et économique, participe d’une recomposition de l’espace caspien marquée par plusieurs lignes de force :

  • la recherche de l’indépendance éco­nomique et politique, notamment à travers la mise en valeur du potentiel énergétique ;

  • la rupture des liens de dépendance très forts qui existaient vis-à-vis de la Russie et la volonté d’ouvrir la Caspienne sur le monde extérieur en nouant de nouvelles alliances avec des acteurs jusque-là absents du jeu régional ;

  • la gestion de tensions à la fois ethniques, nationales et transnationales.

3Recomposition et redécouverte sont sans doute les deux termes qui définissent le mieux la nature des mutations en cours autour de la mer Caspienne. Recomposition, car la rupture de l’équilibre créé par les régimes tsariste puis soviétique ne peut que se traduire à terme par une nouvelle configuration géopolitique et géo-économique du bassin caspien. Redécouverte car la présence de nombreux gisements d’hydrocarbures en Azerbaïdjan, au Kazakhstan, au Turkménistan et en Ouzbékistan a mis un terme à l’isolement dont souffraient ces républiques, suscitant une effervescence sans précédent depuis près d’un siècle. Les investisseurs étrangers, au premier rang desquels se trouvent les « oil majors », ont fait de la mer Caspienne leur nouveau fief, attirant dans leur sillage financiers et conseillers de tout poil qui tentent d’apporter des réponses à la problématique de l’enclave­ment qui bride le développement des projets pétro-gaziers de part et d’autre de la Caspienne.

4Les protagonistes des luttes d’influences qui se déroulent autour de la mer Caspienne sont légion : outre les États, qui s’emploient à valoriser au mieux leur potentiel pétro-gazier, on distingue l’émergence de puissances régionales, directement ou indirectement touchées par la réorganisation de la région et qui cherchent à apposer leur marque sur les projets en gestation, initiés par des multina­tionales dont les investissements sont parmi les plus importants de tout l’ex-URSS. Ensemble, ces acteurs qui s’opposent ou se soutiennent selon leurs intérêts, façonnent une nouvelle géographie des flux et contribuent à la recon­version économique d’États laissés à l’abandon par l’ancien espace économique soviétique.

1) La Caspienne est-elle un eldorado minéral ? État des lieux

5La Caspienne est une très ancienne province pétrolière. Les Zoroastriens vouaient déjà au haut Moyen-âge un culte divin aux feux produits par l’affleurement des nappes de naphte à la surface de la presqu’île d’Apchéron, sur laquelle est aujourd’hui sise Bakou. Au tournant du XXe siècle, les champs pétroliers azéris furent à l’origine du premier boom pétrolier de l’histoire moderne. La Russie, trop pauvre en capitaux à investir dans le développement de l’industrie pétrolière locale, avait alors autorisé les étrangers à développer des concessions qui firent la fortune de Bakou et de quelques magnats, parmi lesquels les frères Nobel. Les puits azéris produisaient à l’époque plus de 10 millions de tonnes de pétrole par an, soit un volume de production supérieur à celui des États-Unis.

6Durant la deuxième guerre mondiale, la production de la région de Bakou culmina à plus de 500 000 barils de pétrole par jour, environ deux fois la production actuelle de l’Azerbaïdjan. Le symbole de cette époque est la cité pétrolière lacustre construite au large de Bakou, composée d’un entrelacs de plates- formes de forages et de ponts permettant la circulation et l’évacuation de l’huile extraite des puits. Les gisements azéris devaient conser­ver un rôle stratégique jusqu’à la découverte et la mise en exploitation dans les années 1950-­1960 par les Soviétiques des grands champs du nord de l’Oural et de Sibérie occidentale. Dès lors, le développement du potentiel pétrolier caspien fut interrompu, en partie à cause des difficultés techniques liées à la profondeur et aux pressions élevées observées par les Soviétiques lors des campagnes de forage off­shore lancées dans les années 1950. À la veille de l’indépendance, en 1991, la production azérie représentait moins de 5 % de la totalité de la production soviétique.

  • 2 Les techniques occidentales employées en matière d’évaluation des réserves pétrolières permettent d (...)
  • 3 L’État kazakh détient 25 % du capital de TengizChevrOil par le truchement de la compagnie nationale (...)

7Il fut à nouveau question du potentiel pétrolier de la zone caspienne à partir de 1992 : devenues indépendantes, les nouvelles républiques issues de l’ex-URSS s’empressèrent chacune d’élaborer une « stratégie énergétique » visant à attirer les investisseurs étrangers et à valoriser leur principale source de devises fortes, les hydrocarbures. L’on vit ainsi très rapidement émerger une nouvelle puissance énergétique : le Kazakhstan. Dotée d’abon­dantes réserves de minerais et d’hydrocarbures, cette république avait été largement sous- exploitée par les Soviétiques en dépit d’un sous-sol recelant, en particulier aux abords de la mer Caspienne, de vastes gisements de pétrole et de gaz. C’est au Kazakhstan que se manifesta le premier signe du regain d’intérêt porté à la région caspienne avec la signature en mai 1993 à Washington par le Président kazakh Nursultan Nazarbaev du contrat portant sur l’exploitation de Tengiz, du nom d’un champ géant dont le développement fut confié à l’une des principales compagnies pétrolières améri­caines, Chevron. Les réserves potentielles de ce champ, le plus vaste non encore mis en production à l’époque dans l’ex-URSS, sont évaluées à plus de 25 milliards de barils, soit l’équivalent des réserves algériennes2. L’accord, qui fut à l’origine de la première société à capitaux mixtes de la zone Caspienne, TengizChevrOil3, porte sur une période d’ex­ploitation de 40 ans et représente un volume global d’investissement supérieur à 20 milliards de dollars.

  • 4 British Gas (32 %), Agip (33 %), Texaco (15 %), LUKoil (15 %) et KazakhOil (5 %).

8D’autres grands « contrats » ont été conclus au Kazakhstan à la suite de Tengiz, comme celui portant sur le développement du champ de Karachaganak, lequel contient à lui seul, outre des réserves de pétrole estimées à 2 milliards de barils, plus de 40 % des réserves de gaz naturel du Kazakhstan. Situé dans le nord-ouest du pays, à proximité d’Orenbourg et de la frontière russe, Karachaganak repose sur un accord de partage de production conclu pour 40 ans avec cinq majors4 et représente un investissement de plus de 8 milliards de dollars.

  • 5 Le consortium OKIOC, dirigé par Shell, regroupe également TotalElfFina, ExxonMobil, BP Amoco, Stato (...)

9C’est encore au large des côtes kazakhes que s’est déroulée durant trois ans (1995-1997) la plus grande campagne sismique off-shore jamais réalisée - la zone couverte s’étendant sur plus de 100 000 km2 - dans le cadre de la campagne d’exploration menée par le consor­tium OKIOC5. Les premiers résultats des forages off-shore effectués par l’OKIOC dans les « structures » du champ de Kashagan seront officiellement divulgués en juin 2000 et pourraient confirmer les estimations selon lesquelles les réserves de Kashagan dépasseraient très largement celles du champ géant de Tengiz. Selon certaines sources officielles, les réserves potentielles de ce champ atteindraient 32, voire 50 milliards de barils, ce qui ferait, le cas échéant, de Kashagan la principale découverte pétrolière de ces vingt dernières années. À titre de comparaison, le plus grand champ pétrolier au monde, situé à Ghawar, en Arabie Saoudite, contient des réserves prouvées de l’ordre de 70 à 85 mil­liards de barils.

1. Réserves des gisements pétroliers caspiens hors OKIOC (en milliards de barils)

1. Réserves des gisements pétroliers caspiens hors OKIOC (en milliards de barils)

10Selon un rapport récent publié par Wood & MacKenzie, d’ici 2003, 73 % des nouveaux forages réalisés dans la zone Caspienne auront lieu au Kazakhstan, contre 22 % en Azerbaïdjan et 5 % au Turkménistan. Le Kazakhstan est donc appelé à dominer durablement la région de la mer Caspienne en terme de potentiel de développement.

11Le Turkménistan a également cherché dès après son indépendance à valoriser son poten­tiel énergétique, résidant pour l’essentiel dans de vastes gisements de gaz naturel. Les réserves du pays, estimées à près de 10 trillions de m3, en font la troisième puissance gazière mondiale derrière la Russie et le Qatar.

2. Réserves des gisements gaziers caspiens (en milliards de m3)

2. Réserves des gisements gaziers caspiens (en milliards de m3)

12À la différence des autres républiques caspiennes, le Turkménistan était resté l’une des principales zones de production d’hydrocarbu­res de l’ex-Union soviétique et produisait annuellement plus de 80 milliards de m3 de gaz naturel au début des années 1990, soit une part significative des besoins gaziers de l’URSS. L’indépendance du pays porta un coup sévère à ce potentiel : faute de débouchés commerciaux, la production turkmène s’effondra pour ne plus atteindre que 13 milliards de m3 en 1998.

13Les problèmes des autorités turkmènes sont multiples : investissements étrangers insuffisants, finances publiques déficitaires et enclavement géographique sont autant de facteurs qui ont maintenu le Turkménistan dans une position de totale dépendance vis-à-vis de ses voisins directs et indirects (Iran, Azerbaïdjan, Russie). De fait, les exportations gazières turkmènes dépendent presque entière­ment du bon vouloir des autorités russes et en particulier de Gazprom, le monopole gazier russe, qui a la haute main sur l’ensemble du réseau de gazoducs reliant le Turkménistan au reste du monde. Les Turkmènes ont ainsi été contraints de limiter leurs exportations de gaz aux marchés peu solvables de la CEI (Ukraine, Géorgie, Arménie), les autorités russes leur ayant de facto interdit l’accès aux gazoducs alimentant l’Europe occidentale. Faute de trou­ver un terrain d’entente avec Gazprom, les exportations turkmènes ont été réduites dans les mêmes proportions que la chute de la pro­duction, privant ainsi le pays de l’essentiel de ses revenus à l’exportation.

3. Production de gaz naturel 1990-1999 (en milliards de m3)

3. Production de gaz naturel 1990-1999 (en milliards de m3)

14Dans ce contexte, la seule solution pour le Turkménistan consiste en la recherche de voies d’évacuation alternatives. Un petit gazoduc reliant le réseau turkmène au réseau iranien a été inauguré en décembre 1997 mais sa capacité de transit n’est que de 4 milliards de m3 par an. Les autorités turkmènes s’emploient donc à promouvoir depuis 1998 la construction d’un gazoduc transcaspien, le TCGP (Trans Caspian Gas Pipeline) qui traverserait la mer Caspienne et le Caucase pour aboutir en Turquie. En s’appuyant sur ce projet, les Turkmènes sont parvenus à susciter l’intérêt de plusieurs majors, en particulier Shell, avec qui Achkhabad cherche à nouer un partenariat stratégique.

  • 6 L’AIOC (Azerbaijan International Oil Company) est composé de BP Amoco (34,14 %), Socar (10 %), Unoc (...)

15L’instabilité politique qui a prévalu en Azerbaïdjan dès avant la dislocation de l’Union soviétique (tensions ethniques, conflit territo­rial avec l’Arménie portant sur l’enclave du Nagorny Karabakh... ) et ce, jusqu’à l’arrivée au pouvoir, fin 1993, du Président Aliev, explique le retard initial pris par cette république dans le développement des projets pétro-gaziers caspiens. Toutefois, dès son installation à la tête de l’État, Geïdar Aliev mit au premier rang des priorités nationales la valorisation du potentiel énergétique azéri. Le « contrat du siècle » con­clu entre l’Azerbaïdjan et un consortium de douze compagnies pétrolières, l’AIOC6, fut signé à Washington en septembre 1994 à l’occa­sion de la première visite d’État du Président Aliev aux États-Unis.

16L’AIOC est en charge du développement de trois champs off-shore (les champs d’Azeri, Chirag et Deep Water Güneshli) et s’est fixé pour objectif de produire 800 000 barils/jour à l’horizon 2010, soit l’équivalent de la produc­tion actuelle de l’Angola ou de l’Algérie. La production est pour l’heure d’environ 125 000 barils/jour.

17À la suite de l’AIOC, plusieurs vagues successives de contrats ont permis en l’espace de cinq ans la création de 17 consortiums off-shore et de 5 consortiums on-shore. À titre indicatif, le montant de la deuxième série de contrats signés entre d’Azerbaïdjan et les majors occidentaux (Exxon, Chevron, Amoco et Mobil) en août 1997 à Washington était comparable à celui du prêt historique de 10, 2 milliards de dollars consenti début 1996 par le FMI à la Fédération de Russie.

18Toutes les grandes compagnies pétrolières occidentales sont aujourd’hui présentes dans les consortiums azéris (qui reposent sur des accords de partage de production ou PSA). Cet engouement pour ces projets caspiens suscite une vive compétition entre majors. Il coïncide également avec la redéfinition de la politique de l’administration américaine vis-à-vis du Caucase et de l’Asie centrale, région longtemps considérée comme une chasse gardée de la Russie et promue depuis quelques années au rang de zone stratégique prioritaire par Washington. À cet égard, il convient de souligner ici la très grande habileté avec laquelle la diplomatie pétrolière du Président azéri est parvenue à ménager les susceptibilités et les intérêts américains, russes, iraniens ou turcs. En effet, soucieux de préserver des relations de bon voisinage indispensables à la pérennité des projets échafaudés par les majors et de ne pas s’exposer à des critiques portant sur la transfor­mation de sa république en « zone d’intérêt stratégique » américaine ou occidentale, Geïdar Aliev s’est employé à faire participer dans les différents consortiums des intérêts russes (à tra­vers LUKoil, principale compagnie pétrolière russe, qui détient des parts dans plusieurs consortiums), iraniens (par le truchement de la société nationale iranienne des hydrocarbures, la NIOC) et turcs (TPAO).

  • 7 Le consortium CIPCO (dominé par LUKoil et Pennzoil), en charge du champ de Karabakh, et le consorti (...)

19Les projets se multiplient et pourtant le potentiel pétro-gazier de la mer Caspienne reste matière à controverses. En premier lieu, la volatilité des cours du pétrole place mécanique­ment les compagnies pétrolières opérant dans la Caspienne dans une situation financière très inconfortable : en dépit de l’intérêt stratégique que ces projets représentent pour des États par ailleurs incapables de financer seuls le développement de leur potentiel énergétique, l’ampleur des investissements engagés dans les campagnes d’exploration, les coûts de développement des champs off-shore et les tracés logistiques complexes et coûteux mis en place pour évacuer la production sont autant d’éléments qui peuvent à tout moment remettre en question la viabilité financière de ces projets dès lors que les cours du pétrole passent en deçà d’un certain seuil. En second lieu, l’ac­croissement annoncé de la production reste hypothéqué par le déficit de capacités d’évacua­tion des flux, ce qui contraint les producteurs à avoir recours à des combinaisons logistiques qui renchérissent d’autant les coûts de produc­tion et grèvent un peu plus la rentabilité de ces projets. En troisième lieu, les seules certitudes en terme de réserves - et donc de perspectives de croissance de la production - portent sur les champs off-shore exploités par l’AIOC en Azerbaïdjan et par Chevron au Kazakhstan. Le reste relève pour une part non négligeable de la spéculation, comme le montrent les résultats décevants de certaines campagnes d’explo­ration en Azerbaïdjan, qui ont conduit deux consortiums off-shore7 à interrompre leurs activités en 1999. À l’annonce de l’échec des forages de ces « puits blancs », intervenu alors que les cours du pétrole étaient au plus bas, le doute s’était emparé de la communauté pétrolière bakinoise, une rumeur se propageant selon laquelle le gouvernement azéri suréva­luait les réserves en hydrocarbures du pays pour répondre à ses ambitions stratégiques régionales. Depuis, les cours mondiaux du pétrole se sont redressés et l’annonce par BP

  • 8 Les réserves de Shah Deniz sont estimées entre 400 et 700 milliards de m3 de gaz, ce qui en ferait (...)

20Amoco de la découverte d’un important gise­ment sur le champ off-shore de Shah Deniz est venu apaiser les esprits. Les prévisions des géologues ont néanmoins été déjouées : Shah Deniz est une structure renfermant un très grand gisement non pas de pétrole mais de gaz naturel8...

21En définitive, il apparaît nécessaire de ramener à de justes proportions les estimations concernant les réserves en hydrocarbures de la Caspienne. Si l’on sait avec certitude que la zone caspienne présente la particularité de concentrer six vastes bassins géologiques distincts, tant off-shore que on-shore, les hypothèses varient, en revanche, de façon signi­ficative en matière de réserves.

22Deux tiers des réserves d’hydrocarbures du bassin caspien seraient constituées par des réserves de gaz. Pour ce qui est du pétrole, cer­taines études américaines (Agence interna­tionale de l’énergie notamment) évoquent des réserves potentielles comprises entre 90 et 200 milliards de barils. D’autres études européennes, notamment le rapport publié par Wood MacKenzie à l’été 1997, avancent des chiffres compris entre 50 et 100 milliards de barils, ce qui équivaudrait déjà aux réserves du Koweït. Si ces premiers ordres de grandeur sont respectés, la région de la mer Caspienne devrait produire entre 4 et 5 millions de barils/jour à l’horizon 2010, dont 3 millions de barils/jour destinés à l’exportation. La Caspienne s’ap­procherait alors des niveaux de production actuels de la mer du Nord.

4. Production comparée (2000) et potentiel de production de la mer Caspienne à horizon 2010 (en millions de barils/jour)

4. Production comparée (2000) et potentiel de production de la mer Caspienne à horizon 2010 (en millions de barils/jour)

23Pour l’heure, près de la moitié de la produc­tion azérie résulte des activités du consortium AIOC et un tiers de la production kazakhe provient du champ de Tengiz.

5. Production pétrolière (en milliers de barils/jour)

5. Production pétrolière (en milliers de barils/jour)

24Le développement du potentiel prometteur de cette région en est donc à ses balbutiements et il convient à ce stade de ne pas le surestimer. Les républiques caspiennes se classent pour l’instant loin derrière les principaux produc­teurs de l’OPEP, parmi les puissances énergé­tiques en devenir, comme en attestent les comparaisons des niveaux de production de différents pays producteurs et exportateurs de pétrole (graphiques 4 et 6).

6. Production de pétrole, premier trimestre 2000 (en milliers de barils/jour)

6. Production de pétrole, premier trimestre 2000 (en milliers de barils/jour)

25De surcroît, les projets pétro-gaziers caspiens peuvent être à tout moment remis en ques­tion par les contraintes exogènes (variations des cours du pétrole et de la demande énergétique internationale) et endogènes (environnement politique et économique des pays producteurs) qui affectent traditionnellement l’industrie pétrolière. Cela est particulièrement vrai dans la Caspienne, où l’essentiel du potentiel de développement a été confié à des opérateurs privés - les majors - qui donnent la priorité aux critères de rentabilité là où les États privilégient la dimension stratégique de leur potentiel énergétique. La conciliation de ces intérêts divergents est par nature difficile : si les États ont toujours la possibilité de dénoncer les concessions qu’ils ont accordé aux majors, ils ne disposent en aucun cas de ressources finan­cières suffisantes pour se substituer aux capi­taux mobilisés par les grandes compagnies pétrolières occidentales.

Carte 1 : La Caspienne - projets de délimitation des eaux territoriales

Carte 1 : La Caspienne - projets de délimitation des eaux territoriales

26La stabilité de l’environnement politique, économique voire social est donc le corollaire du développement des projets pétro-gaziers caspiens. Or les nouvelles provinces pétrolières de la Caspienne ont hérité d’un environnement politique rendu fragile par la dislocation de l’ex-URSS. Elles sont en outre le cœur et l’objet de la lutte d’influences que se livrent Moscou, Washington, Ankara et Téhéran pour faire prévaloir leurs vues et leurs intérêts dans l’élaboration des grands projets énergétiques caspiens.

2) Les ingérences extérieures

27Dans la course de vitesse engagée pour la valorisation des réserves pétro-gazières caspiennes, les États producteurs sont confrontés à plusieurs contraintes, au premier rang desquelles se trouve l’enclavement de cette région sans aucun accès direct aux « mers libres ». Si s’affranchir de la tutelle russe est donc sans aucun doute l’un des objectifs prioritaires des gouvernements azéri, turkmène ou kazakh, c’est également un vœu pieux : les enjeux régionaux sont tels que la Russie ne saurait renoncer aussi facilement à l’influence qu’elle exerce depuis plusieurs siècles dans cette région considérée par les Russes comme faisant à présent partie intégrante de leur « étranger proche ».

28La Russie joue à n’en pas douter un rôle cen­tral dans tous les enjeux énergétiques caspiens. Elle partage tout d’abord le « plateau continen­tal » sous-marin de la mer Caspienne avec les autres républiques caspiennes et l’Iran, et revendique une partie de ces ressources énergé­tiques. Ce conflit en suspens, qui porte sur le statut juridique de la mer Caspienne et la répar­tition juridique des gisements d’hydrocarbures, met aux prises depuis de longues années deux conceptions radicalement opposées : l’une conçoit la mer Caspienne comme une mer, permettant ainsi de la diviser en autant de zones territoriales que de pays riverains, l’autre envisage la mer Caspienne comme un lac, ce qui implique le partage de toute la production entre pays riverains. La Russie a longtemps défendu l’option « lac » mais elle a progressivement été contrainte d’infléchir sa position, voyant l’oc­troi de nombreuses concessions off-shore à des consortiums étrangers par les gouvernements de Bakou (AIOC entre autres), d’Astana (OKIOC) et d’Achkhabad.

29La Russie a elle-même réactivé l’exploration de son littoral caspien et LUKoil, principal instrument de la politique pétrolière russe dans la Caspienne, a annoncé en mars-avril 2000 avoir découvert un gisement de plus de 2 milliards de barils de réserves récupérables sur le territoire off-shore de Severny.

30D’autre part, les gisements d’hydrocarbures caspiens sont devenus en quelques années les concurrents directs des grandes zones d’extrac­tion pétro-gazière russes. Ce facteur altère par nature le positionnement russe dans les enjeux stratégiques régionaux. La Russie voit en outre d’un œil peu favorable le volume croissant des investissements directs étrangers au Kazakhstan, en Azerbaïdjan ou même au Turkménistan alors que leur propre industrie pétrolière connaît les plus grandes difficultés à attirer les capitaux étrangers. L’attitude relativement conciliante des autorités kazakhes, azéries ou turkmènes en matière de négociation des contrats de partage de production, tranche il est vrai, avec la législation russe sur les ressources souterraines (en cours d’amende­ment) qui fixe la durée d’exploitation maximale des concessions à 25 ans - contre 40 ans au Kazakhstan ou en Azerbaïdjan - tandis qu’un décret du Président russe peut à tout instant entraîner une modification unilatérale des con­trats.

31Si la Russie ne peut empêcher le développe­ment des champs pétro-gaziers caspiens, elle a en revanche la faculté de faire pression à de nombreux titres sur les gouvernements kazakh, azéri ou turkmène dans la mesure où elle conserve pour l’essentiel la maîtrise des infrastructures d’exportation et de retraitement de la production de pétrole et de gaz, en particulier celle du réseau de pipelines permettant l’évacu­ation des flux à partir de la Caspienne.

32Les infrastructures héritées de l’organisa­tion logistique de l’URSS ne sont, de fait, absolument pas adaptées aux priorités économiques d’États devenus indépendants. Ainsi au Kazakhstan, les raffineries étaient en priorité connectées non pas aux zones de production kazakhes mais aux champs sibériens, pour la qualité desquels elles avaient été construites. La production pétrolière kazakhe était, quant à elle, destinée à être acheminée vers les complexes pétroliers russes d’Orenbourg et d’Oufa. En outre, tous les réseaux fixes d’évacuation des flux transitant par le territoire russe, les Russes conservent de facto la maîtrise de l’exportation du pétrole et du gaz kazakhs, situation difficile­ment acceptable pour un État qui aspire à devenir le sixième producteur mondial de pétrole à l’horizon 2010.

33La Russie invoque d’autres arguments pour limiter, voire bloquer, le transit des hydrocarbures caspiens sur son territoire. Ainsi celui selon lequel le pétrole brut extrait au Kazakhstan et au Turkménistan - très chargé en hydrogène sulfuré et en mercaptans (composés chimiques très corrosifs) - détériore les pipelines et doit subir un traitement chimique spécifique ou être mélangé au blend de l’Oural pour être techniquement supporté par le réseau russe de transport du pétrole, Transneft. Chevron fut ainsi directement confronté à ce problème avec le brut particulièrement riche en mercaptans extrait du champ de Tengiz. En outre, il n’existait pas à l’origine sur les bords de la Caspienne d’usine de traitement chimique capable de « purifier » ce pétrole brut pour le faire transiter sans encombres par le réseau russe. Cette contrainte technique a donc conduit les majors occidentaux à intégrer d’emblée dans leurs investissements la con­struction de raffineries in situ, renchérissant d’autant les coûts initiaux mais répondant également aux demandes pressantes des gouvernements qui entendaient échapper au plus vite à ce circuit de retraitement des flux jusque-là imposé et dominé par la Russie.

Carte 2 : Oléoducs et gazoducs existants et en projet

Carte 2 : Oléoducs et gazoducs existants et en projet

34Les autorités russes arguent encore de ce que le réseau Transneft est engorgé du fait de l’accroissement des volumes exportés par les producteurs russes. Cet engorgement du réseau russe, en partie avéré, ne saurait dissimuler la répugnance des autorités russes à laisser tran­siter sur leur propre réseau - et en direction des acheteurs occidentaux payant en devises fortes - le pétrole azéri et kazakh ou le gaz turk­mène, aux dépens de leur propre production nationale. Cette problématique se renouvelle chaque année dans le cadre d’une vaste négo­ciation bilatérale menée par les autorités russes avec les différentes républiques caspiennes à propos de l’attribution des quotas annuels d’exportations. Ainsi, dans le cadre de l’exercice 2000, le quota attribué au Kazakhstan - environ 15 millions de tonnes, en augmentation sensible par rapport aux quotas 1999 - a suscité des critiques virulentes contre le gouvernement russe, et ce alors que les recettes en devises de l’industrie pétrolière russe contribuent grande­ment à l’embellie financière (certes relative) que connaît de la Fédération de Russie depuis 1999.

35Tandis que Moscou se résout difficilement à voir décliner peu à peu son influence dans les républiques caspiennes, les gouvernements azéri, kazakh ou turkmène ont d’emblée pris le parti de s’en remettre aux Occidentaux afin de trouver une parade à la dépendance multiforme qui caractérise leurs relations avec la Russie. Par voie de conséquence, le leadership de la Russie dans la région est de plus en plus con­testé par l’émergence sur la scène caspienne de nouvelles puissances régionales.

36Premier État à avoir établi des liens com­merciaux étroits avec les républiques caspiennes, la Turquie a réussi dans les premières années de leur indépendance une percée commerciale dans plusieurs secteurs d’activité (biens de consommation, BTP entre autres). Parmi les axes de la politique turque dans la Caspienne, la carte de la fraternité renouée entre peuples turcophones et de la solidarité culturelle et historique fut abon­damment utilisée pendant la première phase de développement des relations entre les républiques caspiennes et centre-asiatiques et Ankara. Au Président Demirel évoquant une nouvelle aire turcophone s’étendant de l’Adriatique à la Grande Muraille de Chine, le président kirghize Askar Akaev répondait lors d’une visite officielle à Ankara que la Turquie était comme « l’étoile du berger qui doit montrer le chemin aux républiques turcophones ». Cette première approche turque présentait toutefois de nombreux inconvénients. Outre la nécessité pour la Turquie de trouver un modus vivendi avec la Russie, à la fois un partenaire économique prioritaire du gouvernement turc et devenue rivale d’Ankara dans la lutte d’in­fluence s’exerçant autour de la mer Caspienne, la Turquie ne disposait pas de ressources industrielles et financières suffisantes pour y asseoir son influence. Les projets pétro-gaziers sont apparus dans ce contexte comme un des leviers susceptibles d’être utilisé par Ankara afin de devenir l’un des partenaires incontour­nables des républiques caspiennes. Les États- Unis ayant eux-mêmes fait de la Caspienne une région d’intérêt stratégique prioritaire, l’axe stratégique Washington-Ankara s’est imposé en quelques années comme l’un des catalyseurs du développement pétro-gazier de la région. S’appuyant à la fois sur le débouché stratégique naturel que représente le flanc méditerranéen de la Turquie, sur l’augmentation à terme de la demande turque en hydrocarbures - en parti­culier en gaz naturel - le gouvernement améri­cain intervient de façon très active dans toutes les négociations portant sur les différents projets de pipelines en cours d’étude.

37L’axe Washington-Ankara repose sur une communauté d’esprit par rapport aux objectifs stratégiques poursuivis tant par les États-Unis que par la Turquie dans la Caspienne. Il répond sans doute également à la volonté manifeste de l’administration américaine de maintenir l’Iran à distance des évolutions en cours dans la Caspienne. Or les mutations qui prennent forme dans le bassin caspien apparaissent comme une occasion inespérée donnée à Téhéran de sortir de son isolement et de se réintégrer mezzo voce dans le jeu régional. Les Iraniens se sont bien gardés de lancer en direction des républiques caspiennes une grande croisade révolutionnaire et ont adopté une approche pragmatique visant à établir des relations étroites avec les républiques caspiennes et à neutraliser la dimension anti-iranienne de la politique américaine dans la région. La stratégie iranienne s’est orientée vers la constitution de relations bilatérales aussi denses que possible puisque l’Iran, de par son ouverture sur l’Océan indien, offre également aux républiques caspiennes un moyen de rompre leur confinement géo­graphique et leur dépendance vis-à-vis de la Russie. L’Iran s’emploie en quelque sorte à créer un effet de synergie économique reposant sur la mise en évidence de nombreuses com­plémentarités, faute de disposer de ressources financières suffisantes pour investir massive­ment dans la région.

38La carte maîtresse de l’Iran réside dans la réponse que peut apporter le pays à la problématique du désenclavement : la route iranienne est en effet considérée par tous comme la voie d’évacuation la plus directe, la plus rapide et la moins coûteuse du pétrole et du gaz produits dans les républiques caspiennes. De surcroît, l’Iran présente la particu­larité de concentrer ses grands centres de con­sommation industriels et urbains dans le nord, à immédiate proximité de la Caspienne, tandis que les vastes champs pétroliers du pays se situent au sud, sur ou en lisière du Golfe persique. Cette dichotomie géographique se traduit par la promotion du schéma des « swaps » : le pétrole caspien, une fois livré sur la rive iranienne, peut être acheminé vers les grands centres de consommation iraniens à relativement moindre frais puis échangé contre des volumes équivalents de pétrole iranien produit dans les champs du Golfe persique. Les autorités iraniennes s’emploient à valoriser ce rôle de pivot de l’évacuation du pétrole caspien à travers un projet qui viserait à alimenter en pétrole caspien les raffineries de Téhéran et Tabriz, puis d’Ispahan et Arak, avant d’entamer la construction d’un pipeline d’une capacité de 800, 000 barils/jour qui relierait la Caspienne au Golfe persique.

39Le rôle que souhaite jouer l’Iran à la fois dans le développement du potentiel énergé­tique caspien et dans le désenclavement de la région est toutefois contrecarré par les disposi­tions de l’ILSA (Iran-Libya Sanction Act), signé par le Président américain et approuvé par le Congrès américain en août 1996 et qui impose des sanctions contre les compagnies pétrolières qui investiraient plus de 40 millions de dollars par an dans l’industrie pétro-gazière iranienne. Ainsi les schémas de « swaps » de brut caspien contre brut iranien ne peuvent être exploités par les compagnies pétrolières américaines opérant dans la Caspienne (en particulier au Turkménistan), compte tenu de leur obligation de se conformer aux règles édictées par l’ILSA. Pour autant, les oil majors participant aux projets caspiens admettent toutes qu’un infléchissement de la politique américaine envers Téhéran et une stabilisation de la situation intérieure en Iran auraient pour effet une réorientation immédiate de certains schémas d’évacuation des flux en direction du Golfe Persique.

40L’intervention de ces nouveaux acteurs au cœur des grands enjeux caspiens s’articule naturellement autour du rôle qu’ils occupent ou entendent occuper dans le développement énergétique de la mer Caspienne. On distingue à cet égard trois types de protagonistes : les pays producteurs, les pays susceptibles de servir de zone de transit des hydrocarbures et qui contribueront directement au désenclavement de la région, et les acteurs extérieurs à la scène caspienne, qui à la fois soutiennent les investissements de leurs oil majors et sont les principaux bailleurs de fonds des financements des projets pétro-gaziers caspiens. Tous par­ticipent ouvertement ou en sous-main à la vaste bataille d’influences qui fait rage autour de la problématique commune à tous les pays du bassin caspien : le désenclavement.

41Pour l’heure, le scénario privilégié ne porte plus sur un axe unique de désenclavement, un corridor eurasiatique reliant la mer Caspienne et la mer Noire à la Méditerranée, mais sur une multiplicité d’axes qui seraient concurrents ou complémentaires selon le rythme de développement des projets, le succès des campagnes d’exploration, le potentiel des gisements décou­verts et la viabilité des projets.

3) Les grandes manœuvres

42La résolution du problème de l’évacuation des flux de pétrole et de gaz produits au Kazakhstan, en Azerbaïdjan et au Turkménis­tan est le préalable à toute poursuite du développement des gisements caspiens. En effet, faute de schémas logistiques efficaces, les producteurs - sociétés nationales de production et compagnies privées - sont dans l’incapacité de vendre leur production sur des marchés solvables et surtout d’accroître leur production compte tenu du goulot d’étranglement créé par le manque d’infrastructures de transport. Cette situation a été observée jusqu’à présent de façon particulièrement criante au Kazakhstan où les producteurs locaux, au premier rang desquels figure KazakhOil, n’exportent que de faibles volumes en comparaison de leur poten­tiel, faute de tracé d’évacuation dédié et du fait des quotas imposés par le gouvernement russe pour le transit sur le réseau Transneft. Cette situation se traduit in fine, en l’absence de débouchés, par une stagnation voire un déclin de la production. Elle est particulièrement inconfortable pour les compagnies privées, qui n’ont misé et investi dans la région que sur la base de critères de rentabilité et de retour sur investissement mis à mal par de telles contraintes.

L’exemple de Tengiz

  • 9 Le rythme de production actuel de Tengiz est de 216 000 barils/jour et la production kazakhe au pre (...)

43Le champ géant opéré par Chevron à Tengiz, au Kazakhstan, dont la production représente aujourd’hui à elle seule près de 30 % de la production kazakhe9 et qui est entièrement destinée à l’exportation. Chevron, dans le cadre de l’exploitation de Tengiz, n’est ainsi parvenue à véritablement accroître la production qu’à partir de 1996, après avoir élaboré des schémas logistiques d’une grande complexité, utilisant en priorité non pas des pipelines mais les chemins de fer, comme le montre le graphique 7. Faute de pouvoir obtenir des quotas de transit suffisants sur le réseau russe, Chevron exporte depuis 1996 environ 80 % du brut extrait du champ de Tengiz par rail en direction de la Finlande, de l’Ukraine ou de la Géorgie (après avoir, dans ce dernier cas, fait transiter le brut de Tengiz par barges sur la mer Caspienne jusqu’à Bakou). Ces contraintes logistiques présentent le grand inconvénient de créer des coûts fixes qui renchérissent mécanique­ment les coûts de production dès lors que la production est appelée à être exportée. Chevron estimait ainsi en 1998 que les coûts d’extraction, de processing et surtout de transport por­taient l’ensemble des coûts de production à plus de 10 $/barils. À titre de comparaison, en Arabie Saoudite, premier producteur mondial de pétrole, ces coûts de production sont en règle générale inférieurs à 1 $/baril. Dans ce contexte, on ne peut que s’interroger sur la viabilité financière à moyen terme des projets développés par les majors dans la Caspienne si une réponse n’était pas apportée à la question de l’évacuation.

7. Évolution de la production de Tengiz (moyenne annuelle en milliers de barils/jour)

7. Évolution de la production de Tengiz (moyenne annuelle en milliers de barils/jour)

44La problématique de l’enclavement et le manque d’infrastructures de transport des hydrocarbures sont effectivement donc étroite­ment corrélés au développement du potentiel énergétique du Kazakhstan. Pour l’heure, le seul réseau fixe d’évacuation des flux kazakhs est le pipeline Atyrau-Samara, qui connecte les champs kazakhs au réseau Transneft. La capa­cité de transit de ce pipeline - de l’ordre de 200, 000 barils/jour - est très insuffisante pour absorber les exportations kazakhes.

45Une réponse a été apportée avec le projet CPC (Caspian Pipeline Consortium), pipeline qui reliera les champs de l’ouest kazakh au terminal pétrolier russe de Novorossiisk, sur la mer Noire. Le pipeline sera opérationnel à horizon 2001-2002 et aura dans un premier temps une capacité de 800 000 barils/jour qui pourra être portée à 1, 5 millions de barils/jour vers 2010. Le CPC sera le premier pipeline transportant des flux kazakhs dont le contrôle opérationnel ne sera pas entre les mains de la Russie - et ce même s’il traverse une partie du territoire russe. Dans l’hypothèse où les forages du consortium OKIOC en mer Caspienne seraient concluants, le Kazakhstan sera toute­fois amené à étudier un projet de pipeline sup­plémentaire, ce qui le mettrait de nouveau aux prises avec le gouvernement russe, lequel est d’ailleurs largement responsable du retard pris dans la construction du CPC.

La traversée du Caucase

46L’Azerbaïdjan, au moment de la signature en 1994 du contrat du siècle avec le consortium AIOC, était, tout comme le Kazakhstan, com­plètement tributaire des pipelines russes pour l’exportation de sa production pétrolière. L’accroissement escompté de la production azérie - laquelle devrait passer de 14 millions de tonnes en 1999 à 50-60 millions de tonnes en 2010 - et la volonté d’émancipation de Bakou vis-à-vis de Moscou rendaient inexorable le lancement par les Azéris de nouveaux chantiers portant sur l’évacuation de leurs flux pétroliers. En effet, le seul pipeline alors en fonction­nement, reliant la mer Caspienne à la mer Noire, de Bakou au terminal pétrolier russe de Novorossiisk, présentait aux yeux des Azéris et de leurs partenaires étrangers un triple incon­vénient :

  • une capacité limitée de transport, de l’ordre de 200 000 barils/jour, incompati­ble avec un potentiel de production et donc d’exportation supérieur à 800 000 barils/jour pour le seul consortium AIOC ;

  • des coûts de transport extrêmement élevés ;

  • un tracé entièrement contrôlé par Transneft, donc par les autorités russes, et traversant deux des républiques les plus instables du flanc septentrional du Caucase, la Tchétchénie et le Daghestan, ce qui a contraint la Russie a mettre en place en 1999-2000 un tracé alternatif contournant la Tchétchénie.

Carte 3 : Oléoducs autour de la Caspienne

Carte 3 : Oléoducs autour de la Caspienne

47Dans ce contexte, il fut décidé de traiter le problème du transport du pétrole en deux étapes : la première correspondait à la phase de production initiale, dite « early oil », la seconde à la production principale, dite « main oil », estimée à 800 000 barils/jour vers 2010.

48Les négociations initiées dans le cadre de la phase « early oil » mirent en lumière la nécessité d’effectuer un choix stratégique entre un tracé « russe » - ce que les États producteurs envisageaient avec réticence - et un tracé « caucasien » traversant l’Azerbaïdjan et la Géorgie. Dans le même temps, des dissensions apparurent entre les membres du consortium AIOC : les compagnies pétrolières américaines, qui détenaient à l’origine plus de 40 % de l’AIOC, marquaient leur préférence pour le tracé caucasien tandis que British Petroleum (BP), opérateur et actionnaire principal du consortium, mettait l’accent sur le risque de ne pas prendre suffisamment en compte les intérêts russes dans la construction du nouveau pipeline. L’enjeu était considérable dans la mesure où la décision finale sur le tracé du pipeline chargé d’évacuer le « early oil » ne manquerait pas d’influer sur le choix du tracé du MEP (Main Export Pipeline, destiné à trans­porter la production principale attendue vers 2010).

49Ces négociations débouchèrent sur un compromis portant sur la répartition des flux : le pipeline caucasien, reliant Bakou au port géorgien de Supsa, entrerait en fonctionnement après réhabilitation d’un pipeline déjà existant et servirait exclusivement au transit des flux AIOC tandis que le tracé Bakou-Novorossiisk continuerait d’être utilisé par la SOCAR, la société nationale azérie des hydrocarbures, pour ses exportations. Le pipeline Bakou-Supsa est entré en service au printemps 1999 et permet à présent à l’AIOC d’évacuer l’intégralité de sa production actuelle jusqu’à la mer Noire, en évitant la Russie. La capacité de ce pipeline est pour l’instant de 115 000 barils/jour, soit l’équivalent du seuil de production atteint en 2000 par l’AIOC, et pourrait être aisément portée à 200 000 barils/jour grâce à quelques aménagements techniques. Pour autant, ce pipeline n’apporte pas de réponse à la phase principale de l’exploitation du consortium AIOC, qui atteindra à terme environ 800 000 barils/jour.

50Le projet du MEP s’inscrit dans ce contexte comme l’un des dossiers les plus complexes du bassin caspien. Le MEP, destiné à transporter le « main oil » qui sera extrait des champs exploités par l’AIOC, aura une capacité de transport de 800 000 barils/jour et reliera Bakou au port de Ceyhan, sur le littoral méditerranéen de la Turquie. Ce pipeline Bakou-Ceyhan présente la particularité d’être l’une des pièces maîtresses du projet américain de corridor énergétique est-ouest qui doit permettre l’acheminement des ressources de la région Caspienne vers les marchés occidentaux sans les faire transiter par la Russie ou par l’Iran.

51En dépit de la dimension stratégique du projet et des fortes pressions exercées par les gouvernements américain et turc, la justifica­tion économique du MEP a suscité une très vive controverse entre les membres du consortium AIOC et les gouvernements « parrainant » le projet. D’une part, dès le début des tractations, l’AIOC émit de fortes réserves quant à l’oppor­tunité de mettre en chantier le MEP dès 2001­2002 alors qu’une incertitude subsistait quant au potentiel de croissance de la production azérie. D’autre part, le montage financier de ce projet extrêmement lourd - d’un coût estimé entre 3 et 4 milliards de dollars - contraignit les gouvernements azéri, turc et américain à faire pression sur l’AIOC pour recueillir son assentiment sur le principe d’un tracé Bakou-Ceyhan. Fin 1998 la Turquie menaça ainsi de boycotter BP Amoco, le major dominant l’AIOC, si le tracé turc du MEP (de Bakou à Ceyhan) n’em­portait pas la décision. Parallèlement à cela, le gouvernement turc réitéra son opposition à toute augmentation du trafic pétrolier dans les détroits turcs afin de couper court à tout projet alternatif dont le débouché aurait été la Mer Noire.

52Après des mois de tergiversations, un compromis est apparu quant au tracé du pipeline. Celui-ci reliera Bakou à Ceyhan via Tbilissi, empruntant ainsi un tronçon du pipeline Bakou-Supsa qui sera aménagé pour absorber les volumes devant transiter par le MEP. L’Azerbaïdjan, la Géorgie et la Turquie ont signé le 28 avril 2000 un accord-cadre intergouvernemental (host governmental agree­ment) en vue de la mise en service du MEP d’ici à 2004. Les États traversés par le MEP ont consenti à prendre à leur charge une partie du financement du pipeline afin de se rallier les suffrages des membres de l’AIOC et un accord a été trouvé avec le gouvernement géorgien à propos des droits de transit, dernier point de blocage de cette phase de négociations.

53En dépit des progrès accomplis, il subsiste une interrogation quant aux volumes qui emprunteront le tracé du MEP avant le pic de production attendu en Azerbaïdjan vers 2010, sachant que le pipeline pourrait être opéra­tionnel dès 2005. L’enjeu du MEP devient ainsi trans-caspien dans la mesure où les Azéris s’efforcent à présent de capter une partie des flux pétroliers kazakhs afin d’alimenter le pipeline Bakou-Ceyhan. Or le retard pris dans la construction du CPC et les pressions exer­cées par Moscou sur les autorités kazakhes ont conduit celles-ci à se rallier à l’idée d’un tracé alternatif de pipeline qui éviterait le territoire russe. Dès 1996, le gouvernement kazakh avait d’ailleurs convenu d’étudier un schéma de coordination d’une partie de ses flux pétroliers avec ceux de l’Azerbaïdjan. Si la découverte par l’OKIOC d’un vaste gisement off-shore au Kazakhstan était confirmée, il est probable que le gouvernement azéri accentuera son lobbying auprès des autorités kazakhes afin d’inciter celles-ci à exporter une partie de ce pétrole via le MEP.

La bataille des gazoducs

Carte 4 : le réseau de gazoducs

Carte 4 : le réseau de gazoducs

54Le Turkménistan peut légitimement reven­diquer le titre de principale puissance gazière du bassin caspien. Toutefois le potentiel turk­mène subit, comme on l’a dit, les effets con­jugués de l’enclavement du pays et de la situa­tion de dépendance dans laquelle le maintient la Russie. Rappelons à cet égard le veto mis par Moscou à l’exportation du gaz turkmène vers les marchés ouest-européens depuis 1997.

55Pour sortir de cette impasse, Achkhabad s’est lancé à partir de 1998 dans la promotion d’un projet visant à construire un nouveau gazoduc (en partie sous-marin) entre le Turkménistan et la Turquie, le Trans Caspian Gas Pipeline ou TCGP. Ce projet revêt une importance stratégique majeure aux yeux des Turkmènes, qui se sont adjoint les services de sponsors de renom - à savoir Shell et General Electric - pour vendre le TCGP aux investisseurs privés et aux institutions financières multilatérales. Le projet TCGP bénéficie en outre du soutien appuyé du gouvernement américain, qui cherche par tous les moyens à éviter que l’Iran ne fasse main basse sur le gaz turkmène. L’Iran peut à juste titre se prévaloir de son positionnement géographique pour venir en aide au Turkménistan, avec lequel Téhéran a d’ailleurs noué de solides relations diplomatiques et commerciales. D’où la portée symbolique de l’inauguration en décembre 1997 d’un gazoduc reliant le réseau turkmène au réseau iranien, premier signe tangible de l’entreprise de désenclavement de la région.

56Contre toute attente, les plans échafaudés par les Turkmènes autour du TCGP ont été contrecarrés par l’Azerbaïdjan suite à la décou­verte, en 1999, par un consortium opéré par BP Amoco du vaste gisement de gaz de Shah Deniz. BP Amoco estime que les réserves prouvées du champ pourraient atteindre 150 milliards de m3 et les réserves possibles 700 milliards de m3, soit un potentiel d’expor­tation considérable. La première phase de développement de Shah Deniz devrait autoriser une production de l’ordre de 5 milliards de m3 dès 2003.

57Dès la découverte de Shah Deniz, la Turquie est apparue comme le marché captif de la production gazière azérie, qui dispose grâce à sa proximité géographique avec le marché turc d’un atout capital en matière de transport gazier dont ne sauraient se prévaloir les Turkmènes. Les négociations entamées dans le but de trouver un terrain d’entente entre Azéris et Turkmènes ont jusqu’à présent été infructueuses. En théorie, les deux pays devraient pouvoir coopérer puisque le tracé du TCGP prévoit la traversée par le gazoduc de l’Azerbaïdjan et de la Géorgie avant d’atteindre la Turquie : le mémorandum signé en novembre 1999 par les gouvernements de ces trois États a formalisé le cadre dans lequel pourront s’inscrire les exportations de gaz caspien vers le marché turc. Toutefois BP Amoco et ses partenaires souhaitent s’assurer rapidement une position privilégiée sur le marché turc et il n’est pas dans leur intérêt d’attendre pour ce faire la construction du TCGP.

58Les discussions entre Azéris et Turkmènes ont achoppé sur la mise à disposition par le Turkménistan d’un quota de transport pour le gaz azéri : les Azéris monnayent en effet leur participation au projet TCGP en réclamant de pouvoir injecter dans le gazoduc 15 milliards de m3 de gaz par an, soit la moitié de sa capa­cité prévisionnelle de transit annuel. La contre-proposition du Président turkmène - qui avait initialement conçu le TCGP comme une voie de transit réservée de façon exclusive au gaz turk­mène - concédait aux Azéris 5 milliards de m3 par an.

59En dépit du soutien de l’administration américaine pour le projet turkmène et des ten­tatives de médiation initiées de part et d’autre de la mer Caspienne par divers émissaires américains, le rapport de force se situe désor­mais nettement en faveur de l’Azerbaïdjan, qui peut de surcroît s’appuyer sur le projet de commercialisation élaboré par BP Amoco. Replacées dans ce contexte, les récentes décla­rations du Président turkmène, Saparmurat Niazov, augurent d’autant plus mal de l’avenir du TCGP que la Russie s’efforce depuis décem­bre 1999 de nouer une nouvelle alliance stratégique avec le Turkménistan dans le domaine gazier.

8. Évolution prévisionnelle de la demande gazière turque (source Botaş, en milliards de m3)

8. Évolution prévisionnelle de la demande gazière turque (source Botaş, en milliards de m3)

60Le gaz russe est le concurrent naturel du gaz caspien sur le marché turc puisque 4/5 des importations turques de gaz proviennent actuellement de Russie. L’enjeu est con­sidérable compte tenu de la croissance expo­nentielle que devrait connaître la demande en gaz de la Turquie durant les vingt prochaines années, selon les prévisions de la société nationale Botaş.

61La croissance attendue du stratégique marché turc est donc également convoitée par la Russie, qui défend tout comme les républiques caspiennes un nouveau schéma d’approvisionnement en gaz de la Turquie : le projet Blue Stream, du nom du gazoduc sous- marin de 1200 kilomètres qui reliera les côtes russes aux côtes turques de la mer Noire. Ce projet conjoint de Gazprom et de la firme italienne ENI avait dans un premier temps été considéré avec un certain scepticisme, du fait des contraintes techniques liées à la construc­tion de la partie sous-marine du gazoduc et surtout de la concurrence de plus en plus visible exercée par les projets caspiens, soutenus ouvertement par le gouvernement américain. Voyant l’état d’avancement des projets turk­mène et azéri, le projet Blue Stream a connu un deuxième souffle au deuxième semestre 1999 : la Douma russe lui a en effet donné un coup d’accélérateur en approuvant en décembre 1999 des exemptions fiscales évaluées à plus de 1,5 milliard de dollars et le montage financier du projet - reposant sur les accords de partici­pation des principales banques qui financeront la construction du projet - est sur le point d’aboutir.

62C’est dans ce contexte qu’est intervenue la signature en avril 2000 d’un protocole d’accord pour un contrat cadre entre le Turkménistan et Gazprom aux termes duquel la firme russe achètera annuellement 50 milliards de m3 de gaz turkmène sur une période de 30 ans. Ce rebondissement, résultat d’un réchauffement presque inespéré des relations russo-turkmènes qui s’est concrétisé par la visite officielle à Achkhabad le 19 mai 2000 du Président Vladimir Poutine, est de nature à satisfaire les deux parties. Pour le Turkménistan, il s’agit d’une alternative au projet trans-caspien ; pour Moscou, un tel accord aura pour conséquence immédiate de réintégrer le Turkménistan dans l’orbite russe aux dépens des États-Unis. En outre, on prête à Gazprom l’intention d’ali­menter le Blue Stream avec du gaz turkmène. Cette réorientation du flux gazier turkmène constituerait un revers cinglant pour le TCGP et montrerait le cas échéant l’aptitude de la Russie à mélanger les cartes et distribuer un nouveau jeu autrement plus favorable à ses intérêts.

63Les enjeux énergétiques caspiens sont intrinsèquement changeants. Ils reposent d’une part sur des luttes d’influences et de pouvoir entre des États qui sont amenés à réévaluer en permanence leurs critères d’action en fonction des gesticulations de leurs concurrents. Ils se matérialisent d’autre part par une réorientation des flux qui s’inscrit dans un processus dynamique, gouverné par des mécanismes de marché, par l’adéquation de l’offre et de la demande en hydrocarbures, qui dépassent en définitive les considérations d’ordre stratégi­que. Aussi les tracés iraniens trouveront-ils sans doute à terme des promoteurs, tout comme les projets visant à alimenter l’Asie orientale en pétrole et en gaz caspiens.

64Il n’est donc guère surprenant que la nou­velle géo-économie des flux caspiens présente des contours qui restent aujourd’hui assez flous. Contre toute attente, le renforcement de la présence américaine dans les républiques caspiennes, certes spectaculaire, ne se traduit pas pour autant par la neutralisation de la Russie. Cette dernière entend à l’évidence conserver un rôle prédominant dans tous les dossiers caspiens, comme l’illustre l’affaire du gaz turkmène. Incidemment, le chef de l’État russe vient d’annoncer la réouverture des discussions portant sur le statut juridique de la mer Caspienne et la nomination prochaine d’un « Monsieur Caspienne » chargé de coordonner la politique du gouvernement russe dans la région, autant de signaux qui laissent à penser que la Caspienne reste une zone sensible pour les enjeux de sécurité russes.

65Reste en dernière analyse le potentiel de la mer Caspienne. Compte tenu de cet environnement complexe, le pétrole et le gaz caspiens sont et resteront non seulement coûteux mais difficiles d’accès pour les compagnies pétrolières occidentales qui sont les véritables architectes de la transformation de cette région. La Caspienne peut se targuer d’être un nouveau pôle de production susceptible, d’ici quelques années, de rivaliser avec les champs de la mer du Nord. Elle ne semble en revanche pas dis­poser des moyens ou des leviers nécessaires pour supplanter à terme le Moyen Orient.

Notes

1 Nous nous intéresserons ici principalement à l’Azerbaïdjan, au Turkménistan et au Kazakhstan, tous trois regroupés sous la dénomination générique de « républiques caspiennes ».

2 Les techniques occidentales employées en matière d’évaluation des réserves pétrolières permettent d’établir une distinction entre les réserves prouvées, et les réserves récupérables également appelées « recoverable oil », qui supposent des investissements supplémentaires substantiels. Dans le cas du champ de Tengiz, si les réserves potentielles sont de l’ordre de 25 milliards de barils, les réserves récupérables sont estimées à 6 milliards de barils.

3 L’État kazakh détient 25 % du capital de TengizChevrOil par le truchement de la compagnie nationale KazakhOil, le reste étant réparti entre Chevron (45 %), Mobil (25 %) et LukArco (5 %). Chevron a annoncé en mai 2000 son intention d’augmenter sa part de 5 % en rachetant une partie de celle détenue par KazakhOil.

4 British Gas (32 %), Agip (33 %), Texaco (15 %), LUKoil (15 %) et KazakhOil (5 %).

5 Le consortium OKIOC, dirigé par Shell, regroupe également TotalElfFina, ExxonMobil, BP Amoco, Statoil, ENI, British Gas, Statoil, Phillips Petroleum, Japan Impex et Kazakhoil.

6 L’AIOC (Azerbaijan International Oil Company) est composé de BP Amoco (34,14 %), Socar (10 %), Unocal (10 %), LUKoil (10 %), Statoil (8,56 %), Exxon (8 %), TPAO (6,75 %), Pennzoil (4,82 %), Itochu (3,92 %), Ramco (2,08 %) et Delta-Amerada Hess (1,68 %).

7 Le consortium CIPCO (dominé par LUKoil et Pennzoil), en charge du champ de Karabakh, et le consortium NAOC (dominé par Amoco et Unocal), chargé du développement des structures d’Ashrafi et de Dan Ulduzu.

8 Les réserves de Shah Deniz sont estimées entre 400 et 700 milliards de m3 de gaz, ce qui en ferait un des plus grands champs gaziers au monde.

9 Le rythme de production actuel de Tengiz est de 216 000 barils/jour et la production kazakhe au premier trimestre 2000 était de 660 000 barils/jour.

Auteur

Alexandre Huet