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Géopolitique de la nouvelle Asie centrale

 | 
Mohammad-Reza Djalili
, 
Thierry Kellner

IV. La Caspienne : cœur de la nouvelle géopolitique

Texte intégral

1Pendant la période soviétique, l’« espace caspien » en tant que construction géopolitique n’avait aucune existence, il ne faisait l’objet d’aucun enjeu. L’exploitation des hydrocarbures de la région était simplement aux mains de Moscou. Mais avec l’effondrement de l’URSS, la mer Caspienne a véritablement acquis une dimension internationale. La définition d’un nouveau statut juridique, l’exploration et l’exploitation « internationale » des réserves d’hydrocarbures et leur acheminement vers les marchés internationaux ont soulevé de nombreux problèmes politiques, économiques et stratégiques dont la presse internationale s’est fait l’écho tout au long des années 1990. Cette mer et son environnement sont en fait devenus une nouvelle zone sensible du système international. La pénétration de Washington au cœur de l’Asie centrale, consécutive à son intervention en Afghanistan, pourrait bouleverser à nouveau le paysage géopolitique autour de cet espace.

  • 556 Une version abrégée de cette section a fait l’objet d’une publication dans un numéro spécial consac (...)

2Après avoir exploré la question du statut juridique de la mer Caspienne puis celle des réserves pétrolières et gazières de cet espace maritime, nous examinerons la situation des États de la zone riches en hydrocarbures, à savoir l’Azerbaïdjan, le Kazakhstan et le Turkménistan. A l’occasion de l’analyse des situations propres à chacun de ces États, nous tenterons de dégager les premiers axes de réflexion sur les conséquences pour cet espace du nouveau déploiement stratégique des États-Unis556.

La Caspienne et ses hydrocarbures

  • 557 TOLF, R. W., The Russian Rockefellers: the saga of the Nobel family and the Russian oil industry, S (...)
  • 558 Voir YERGIN, D., The prize: the epic quest for oil, money, and power. New York, London, Simon & Sch (...)

3La présence du pétrole dans la région de la mer Caspienne, que les Iraniens nomment indifféremment Darya-ye Khazar (la mer des Khazars), Darya-ye Mazandaran (la mer de Mazandaran) ou Darya-ye Chomal (la mer du Nord), est connue depuis le Moyen Age. Ce n’est cependant qu’à partir de la seconde moitié du xixe siècle qu’il a commencé à être exploité industriellement. Parmi les pionniers de la mise en valeur de la région, on trouve les frères Nobel, les Rothschild, Henri Deterding de la Royal Dutch et Marcus Samuel de Shell557. A l’époque, les intérêts occidentaux dans la zone se sont rapidement développés. Alors qu’elle comptait quelques milliers de barils par jour (b/j) en 1871, la production pétrolière de Bakou atteint en 1901 presque 200 000 b/j. Dès 1897, les champs pétrolifères de l’Azerbaïdjan fournissent 45 % de la production mondiale de pétrole et, en 1906, le plus long oléoduc de l’époque est construit entre Bakou et Batoumi. Malgré ces débuts prometteurs dans le domaine pétrolier, la zone est bientôt supplantée par d’autres régions du monde comme le Moyen-Orient558.

4Durant la période soviétique, la production pétrolière de la mer Caspienne sera progressivement marginalisée par les découvertes puis la mise en exploitation de gisements pétrolifères importants dans la région de l’Oural/Volga, puis en Sibérie. En 1991, les productions de la Caspienne ne représentaient que 3 % de la production de l’URSS. Contrairement à l’Azerbaïdjan, le Turkménistan a joué un rôle plus substantiel dans la production de gazière de l’Union soviétique, puisque le gaz turkmène représentait, en 1990, 10,7 % (soit 87,3 milliards de m3) de la production totale du pays. La disparition de l’URSS et l’accession à l’indépendance des États d’Asie centrale et du Caucase ont placé cette région parmi les priorités des compagnies pétrolières occidentales. Dans leur sillage, les États occidentaux se sont engagés dans la zone. Aujourd’hui, d’un point de vue géopolitique, on peut véritablement parler d’un « espace caspien » où se rencontrent et se confrontent les intérêts contradictoires des puissances. Géographiquement, cet espace regroupe les États riverains de la mer Caspienne (Russie, Azerbaïdjan, Turkménistan, Kazakhstan et Iran) mais aussi la Géorgie, de même que les régions de la Fédération de Russie situées en Ciscaucasie (essentiellement la Tchétchénie et le Daghestan) également impliqués dans ce que les médias ont baptisé le nouveau « grand jeu ». Depuis le milieu des années 1990 s’est déroulé autour de cet espace un affrontement feutré entre plusieurs puissances pour la maîtrise des hydrocarbures de la Caspienne, c’est-à-dire essentiellement du pétrole kazakh et azerbaïdjanais et du gaz turkmène. Cet espace est ainsi au cœur de la géopolitique de la nouvelle Asie centrale, c’est là que se déroule la « bataille des pipelines » pour le contrôle de l’acheminement des productions caspiennes vers le marché international. Avant d’examiner cette question importante, il faut au préalable considérer le problème du statut juridique de la Caspienne et, ensuite, celui de l’évaluation des réserves d’hydrocarbures de la zone pour en mesurer l’importance réelle sur la carte énergétique de la planète.

a. Le statut juridique de la Caspienne

28. Superficie des secteurs attribués aux États riverains en cas de partage de la Caspienne (en kilomètres carrés)

28. Superficie des secteurs attribués aux États riverains en cas de partage de la Caspienne (en kilomètres carrés)
  • 559 Voir ALLONSIUS, D., Le régime juridique de la mer Caspienne. Problèmes actuels de droit internation (...)
  • 560 Nations unies, Texte officiel de la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer, New York, (...)
  • 561 CUTLER, R.M., “Developments in the evolving Caspian legal regime: Part 2 of 2”, AGOC, vol. 5, issue (...)
  • 562 Détails in “Turkmenistan files suit to claim ownership of Caspian oil field”, AGOC, vol. 5, issue 1 (...)
  • 563 “Turkmenistan may develop Caspian oilfield with Iran”, AGOC, vol. 5, issue 7, April 27, 2000.
  • 564 LELYVELD, M., “Russia: Criticism of Turkmenistan may aim to please Azerbaijan”, RFE/RL, September 5 (...)
  • 565 BRANSTEN, J., “Russia/Turkmenistan: Once again, Putin’s talks with Niyazov yield no substantial res (...)
  • 566 VERSHININ, A., “Long-delayed Caspian summit rescheduled for this year, Turkmen president says”, Ass (...)
  • 567 LELYVELD, M., “Russia: will a new formula for sharing Caspian riches work?”, RFE/RL, November 28, 2 (...)
  • 568 Moscou et Bakou se sont en outre accordés en janvier 2002 pour entamer le processus de fixation de (...)
  • 569 “Azerbaijan and Kazakhstan sign bilateral agreement”, AOGC, vol. 7, issue 1, January 09, 2002 et LE (...)
  • 570 LELYVELD, M., “Caspian: Moscow attempts to set sea borders”, RFE/RL, January 10, 2002.

5Entre 1921 et 1991, la mer Caspienne, la plus vaste des mers fermées du monde, a été considérée par l’URSS et l’Iran, seuls États riverains pendant cette période, comme un lac régi par des traités internationaux bilatéraux et la législation interne de chaque Etat559. Les ressources de la mer Caspienne étaient donc leur propriété conjointe et exclusive. Le statut juridique de la mer était réglé par trois textes : le traité de coopération et d’amitié de 1921, le traité d’établissement et de commerce de 1935 remplacé, le 25 mars 1940, par un nouveau traité de commerce et de navigation. Ces traités réglaient les questions bilatérales, essentiellement l’exploitation des ressources halieutiques, sans délimiter de frontières maritimes de manière claire. Avec la disparition de l’URSS, la situation autour de la Caspienne a été complètement bouleversée. Le nombre d’États riverains est passé de deux à cinq. Les prétentions juridiques sur la mer et ses ressources se sont multipliées. Si tous les États riverains s’accordent sur la nécessité de doter la Caspienne d’un nouveau statut juridique et de négocier une convention adaptée au contexte actuel, leurs points de vue sur la nature de ce statut ne concordent pas. Depuis l’indépendance des républiques d’Asie centrale, et du Caucase la question de la définition du statut juridique de la Caspienne est devenue l’un des freins au développement de son potentiel pétrolier. Les cinq États riverains de la Caspienne ne sont parvenus à s’entendre ni sur l’établissement d’un nouveau statut ni sur la délimitation de leurs frontières maritimes respectives. Sur le plan juridique, deux approches se sont affrontées : l’une basée sur le principe du partage des ressources et l’autre fondée sur la théorie du condominium. En d’autres termes, la Caspienne doit-elle être considérée comme une mer ou comme un lac ? Les conséquences juridiques de la qualification de la Caspienne varient selon la réponse donnée à cette question. S’il s’agit d’une mer et que les États s’accordent pour transposer le droit international applicable aux mers ouvertes (Convention de Montego Bay de 1982), à une mer fermée comme la Caspienne, les États riverains disposeront, outre leur mer territoriale, d’une largeur maximale de 12 miles marins, d’une zone économique exclusive où ils pourront exercer leurs droits souverains d’exploration et d’exploitation des eaux mais aussi des fonds marins et de leur sous-sol560. Le principe adopté sera donc celui du partage des ressources. Si, au contraire, on considère cette étendue d’eau comme un lac, les États riverains disposeront d’une zone de 12 miles marins. Au-delà de cette zone, ils devront exploiter les ressources sur base d’un accord commun, la Caspienne étant régie par un statut de condominium. L’exploitation des ressources sera donc placée sous contrôle d’une autorité internationale regroupant les pays riverains où les décisions devront être prises à l’unanimité. Face à ce choix, les positions des États riverains ont fortement évolué depuis 1991, sans toutefois qu’un compromis ne se dégage finalement. Au départ, l’Iran et la Russie ont soutenu la seconde approche (condominium), alors que l’Azerbaïdjan soutenait la première et que le Kazakhstan et le Turkménistan adoptaient des positions intermédiaires mais non identiques. Après bien des évolutions et malgré les efforts de la diplomatie russe depuis 2000 pour tenter de trouver une solution à ce problème, à l’hiver 2002, aucune issue globale n’a encore pu être trouvée. Alors qu’Achkhabad et Bakou s’étaient entendus en février 1998 sur la division de la mer Caspienne en secteurs suivant le principe de la ligne médiane561, le Turkménistan refuse toujours d’accepter la méthode de délimitation adoptée par Bakou, méthode qui suit le relief des côtes. Le différend qui oppose les deux États à propos de la propriété du champ de Kyapaz/Serdar depuis 1997 n’est toujours pas réglé562. Pour renforcer sa position, Achkhabad a cherché l’appui de Téhéran contre Bakou, en proposant à la République islamique de développer ce champ pétrolifère en commun563. Bakou a pour sa part reçu le soutien de la Russie dans ce conflit564. Moscou entendait par son soutien se rapprocher de l’Azerbaïdjan avec qui elle était en train de négocier un accord bilatéral sur le partage des fonds de la Caspienne, mais aussi signifier au Turkménistan qu’il avait intérêt à être plus coopératif dans la recherche d’une solution. L’Iran, qui désire que la mer Caspienne soit divisée en cinq parties égales entre les États riverains (20 % pour chaque État), apparaît isolé face aux autres pays de la zone. Il ne jouit que du soutien du Turkménistan565 – qui désire une division complète de la mer Caspienne, y compris les eaux de surface566–, et refuse d’accepter la solution défendue par les trois autres États riverains de la Caspienne. Les positions du Kazakhstan, de l’Azerbaïdjan et de la Russie se sont pour leur part rapprochées. Les trois Etats s’accordent en effet pour diviser le fonds de la mer Caspienne en secteurs nationaux suivant le tracé de la « ligne médiane modifiée », alors que les eaux de surface restent la propriété commune de tous les États riverains. Dans ce cas de figure, la République islamique est le grand perdant du partage, puisqu’elle n’obtient que 13 % de la Caspienne. En outre, Téhéran semble ne pas apprécier le fait que les eaux de surface restent communes. Elle craint en effet de voir la flotte russe se rapprocher trop près de ses côtes567. Le Kazakhstan et la Russie ont quant à eux signé un accord sur la division de la Caspienne en secteurs nationaux suivant le principe de « ligne médiane » en 1998, alors que l’Azerbaïdjan et la Russie se sont accordés sur le même principe en janvier 2001568. Pour compléter le dispositif, Astana et Bakou ont à leur tour conclu un accord dans ce sens le 30 novembre 2001569. Le Kazakhstan et la Russie se sont mis d’accord pour régler leur différend en ce qui concerne les champs pétrolifères situés dans le nord de la Caspienne. Le champ offshore de Kurmangazy a ainsi été placé sous la juridiction du Kazakhstan mais sera développé avec la participation des entreprises russes, alors que le champ de Khvalynskoye a été placé sous juridiction de la Russie mais sera développé avec la participation de compagnies kazakhes. Si chacun des cinq États semble aujourd’hui d’accord pour diviser les fonds marins en secteurs, les modalités de ce partage n’ont pas encore pu être fixées570. Le blocage persiste alors qu’une polarisation s’est dessinée : Téhéran et peut-être Achkhabad (la position du Turkménistan est cependant délicate à évaluer étant donné le caractère erratique de la politique menée par le président Niyazov) face à Bakou, Astana et Moscou.

6

« Partage » de la Mer Caspienne

« Partage » de la Mer Caspienne

D’après « Asie centrale. L’indépendance, le pétrole et l’islam », Le Monde/Marabout, 1998.

  • 571 “Azeri-Kazakh deal on Caspian Sea boundaries provokes Iran”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002
  • 572 COE, C., “Kazakhstan and Azerbaijan agree on Caspian Sea boundaries”, AGOC, vol. 7, issue 1, Januar (...)
  • 573 PEUCH, J.-C, “Caspian: Dispute highlights poor state of Azerbaijani-Iranian ties”, RFE/RL, August 9 (...)
  • 574 LELYVELD, M., “Azerbaïdjan: Turkey pursues ambiguous ties”, RFE/RL, August 28, 2001.
  • 575 Cité in LELYVELD, M., “Another Caspian row in the making?”, RFE/RL, February 26, 2002.
  • 576 “Caspian Sea status dispute could see resolution”, RFE/RL Turkmen report, January 24, 2002.
  • 577 “...As envoys come closer to accord on legal status of Caspian”, RFE/RL Newsline, January 25, 2002.
  • 578 LELYVELD, M., “Russia: Caspian Sea conference fails”, RFE/RL, March 1, 2002 et “Iran considers 20 % (...)
  • 579 LELYVELD, M.,“Caspian: Azerbaijan, Iran seek new phase in border dispute”, RFE/RL, June 18, 2002 et (...)
  • 580 “Russia: Minister suggests multinational Caspian force”, RFE/RL, August 10, 2002.
  • 581 “MP rejects change in Iran’s stance on Caspian Sea issue”, Irna, August 10, 2002.
  • 582 LELYVELD, M., “Russia: Caspian meeting ends with few clues on progress”, RFE/RL, 25 January 2002.

7L’accord de novembre 2001 entre Bakou et Astana n’a pas du tout été apprécié à Téhéran571. Début décembre 2001, un membre du ministère des affaires étrangères iranien a déclaré à Bakou que la conclusion d’accords bilatéraux sur le partage des ressources de la Caspienne aurait pour seul résultat de prolonger encore davantage le processus d’adoption d’un statut légal accepté par tous pour cet espace maritime. Il a par ailleurs appelé les États riverains à éviter les actions « unilatérales et provocatrices »572. Ces déclarations se sont inscrites dans un contexte de relations déjà dégradées entre l’Azerbaïdjan et l’Iran573. Les rapports entre les deux États se sont en effet tendus au cours de l’été 2001. Le 23 juillet 2001, pour la première fois en mer Caspienne, une confrontation à caractère militaire s’est déroulée à 150 kilomètres au sud-est de Bakou dans la concession de Alov-Araz-Sharg détenue par British Petroleum. Un navire de guerre iranien a contraint deux bâtiments effectuant des travaux de prospection pour le compte de la société britannique, elle-même mandatée par le gouvernement azerbaïdjanais, à interrompre leurs activités et à quitter les lieux. L’intervention iranienne avait été précédée de mises en garde par Téhéran, et de survols du bateau de British Petroleum par un avion militaire de la République islamique. Bakou a dénoncé vigoureusement une violation de son espace aérien et de ses eaux territoriales et s’est empressé de rechercher le soutien d’Istanbul face à Téhéran. Quelques temps après, un escadron de l’armée de l’air turque a entrepris des exercices en Azerbaïdjan tandis que, le 25 août, le général Huseyin Kivrikoglu, chef d’État major de l’Armée turque, effectuait une visite officielle à Bakou. Il n’en a pas fallu davantage pour que des journaux turcs et azéris évoquent le soutien de la Turquie à la cause de l’Azerbaïdjan et que Téhéran parle d’interférence turque dans les relations bilatérales irano-azerbaïdjanaises574. Cet incident a révélé une certaine nervosité du gouvernement iranien, de plus en plus isolé dans ses revendications face aux autres États riverains. En février 2002, la tension a à nouveau resurgi à l’occasion des déclarations du ministre iranien chargé des questions pétrolières, Bijan Namdar Zanganeh. Ce dernier a en effet relevé que, “our stand is perfectly clear: We will not wait for deciding the matter on the legal régime in the Caspian Sea. We begin acting, relying on our own understanding of law, and we will not permit anybody’s actions in the part of the sea we regard our own575, laissant penser que Téhéran pourrait adopter une position plus agressive face à ses voisins pour protéger ses intérêts dans la question du partage de la Caspienne. Cette prise de position a été condamnée aussi bien à Moscou qu’à Bakou. On peut penser que le rapprochement entre Moscou et Washington, opéré à l’occasion du conflit afghan, inquiète l’Iran, qui se sent de plus en plus isolé dans la question du partage de la Caspienne. Ses tensions rappellent qu’il existe un risque réel non négligeable de voir le problème juridique se muer en conflit ouvert avec la possibilité d’interventions extérieures. Pour essayer une fois encore de rapprocher les positions, une réunion, – la sixième du genre –, s’était tenue à Moscou fin janvier 2002. Elle a rassemblé les cinq États riverains de la Caspienne – ce qui est déjà une avancée par rapport aux reports successifs d’autres rencontres –, et a abouti à un communiqué commun annonçant des « progrès » et la convocation d’une autre réunion au Turkménistan en avril 2002576. L’envoyé spécial du président Poutine pour les questions caspiennes, Viktor Kalyuzhny, a annoncé à cette occasion que cette rencontre d’avril à Achkhabad pourrait être la dernière avant la signature d’une déclaration finale sur le statut juridique de la Caspienne577. La réunion préparatoire qui s’est tenue à Moscou les 26 et 27 février 2002 a cependant échoué. Le Turkménistan l’a ostensiblement boycottée, alors que l’Iran en a profité pour réaffirmer sa position antérieure578. Le sommet qui a réuni à Achkhabad les chefs de gouvernements des États riverains de la Caspienne fin avril 2002 n’a pas non plus abouti. Les parties se sont séparées sans même publier de déclaration commune à l’issue de cette rencontre. Un mois plus tard, la visite du président Aliev à Téhéran a quelque peu détendu l’atmosphère entre les deux pays. Elle ne semble toutefois pas avoir aplani les différences de vue entre Bakou et Téhéran. Malgré une réunion bilatérale d’experts qui a eu lieu à Bakou en juin 2002, le problème du tracé de la frontière maritime reste entier579. Les manœuvres militaires organisées par la Russie en mer Caspienne à la mi-août 2002 sont également venues rappeler le mécontentement russe à l’égard de l’Iran et de ses positions. L’Azerbaïdjan et le Kazakhstan ont appuyé Moscou en participant à ces manœuvres navales. Ils pourraient également examiner les propositions russes de création d’une force multilatérale en mer Caspienne580. Une fois encore, Téhéran se retrouve isolée. Face au déploiement de forces russes, la République islamique s’est contentée jusqu’ici de réaffirmer ses positions antérieures sur le statut de la mer Caspienne581. Plus de dix ans après la fin de l’Union soviétique, les chances d’un règlement rapide de la question du statut juridique de la mer Caspienne demeurent donc faibles, en tout cas de manière multilatérale582.

b. Evaluation des réserves

  • 583 Voir les remarques de Jean Laherrère in LAHERRERE, J., Forecasting Future Production from Past Disc (...)
  • 584 La terminologie est importante el doit être précisée pour éviter les malentendus. « Les réserves so (...)
  • 585 Terry Adams, ancien président de l’AIOC écrivait à ce sujet que “Oil reservoirs are complex and dee (...)
  • 586 Outre le coût lié à l’exploitation, il faut également transporter le pétrole caspien vers les march (...)

8Depuis 1991, le bassin de la Caspienne est l’objet de toutes les attendons des grandes compagnies pétrolières et des gouvernements, en raison de l’importance supposée de ses réserves d’hydrocarbures. Des estimations ont été avancées, suscitant des malentendus quant à l’importance réelle de celles-ci. Il faut en effet garder à l’esprit que la publication de chiffres concernant les réserves pétrolières et l’incertitude entretenue autour de leur importance sont aussi un instrument politique583 dont les États consommateurs se servent, par exemple pour exercer des pressions sur les États producteurs. En montrant qu’il existe des réserves pétrolières considérables ailleurs qu’au Moyen-Orient, les États consommateurs – comme les Etats-Unis dont le modèle de société repose fondamentalement sur un accès à une énergie abondante et bon marché –, exercent en fait des pressions sur les producteurs, notamment sur l’OPEP, afin de maintenir les prix du pétrole ou de les faire baisser. C’est pourquoi il convient de rester prudent quant aux estimations du volume des réserves pétrolières de la Caspienne. Ainsi, en 1996, le US Energy Department a estimé les réserves potentielles recouvrables de pétrole de la région de la Caspienne à 200 milliards de barils, soit un peu moins que celles de l’Arabie Saoudite (259 milliards de barils) et nettement plus que celles du Koweit (94 milliards de barils) et de l’Iran (93 milliards de barils). Selon cette estimation, la Caspienne contiendrait donc l’équivalent de 16 % des réserves mondiales de pétrole584. Cependant, progressivement, les experts se sont rendu compte que le volume des réserves était moins substantiel qu’annoncé initialement et qu’en outre, le pétrole offshore de la Caspienne était difficile à exploiter585, ce qui renchérit son prix586.

29. Les réserves de pétrole et de gaz de la Caspienne selon l’US Energy Department587 (en milliards de barils pour le pétrole et en billion (1012) de pieds cubiques pour le gaz).

29. Les réserves de pétrole et de gaz de la Caspienne selon l’US Energy Department587 (en milliards de barils pour le pétrole et en billion (1012) de pieds cubiques pour le gaz).

Seules les régions proches de la Caspienne ont été prises en compte

  • 588 Cité in LAHERRERE, J. « Vers un Déclin de la Production Pétrolière », Institut Supérieur Industriel (...)
  • 589 IISS, Strategic Survey 1997-1998, Oxford, Oxford University Press, April 1998, p. 23. Une étude réc (...)
  • 590 L’Agence internationale de l’énergie les situe entre 2 % et 6 % des réserves mondiales prouvées.
  • 591 Cité in KOHL, W., “The Development of Caspian Sea Oil: Implications for Opec”, in Caspian Energy Re (...)
  • 592 US Energy Information Administration, “Caspian Sea Region”, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs (...)
  • 593 CAMPBELL, C.J., “Running Out of Gas. This Time the Wolf is Coming”, The National Interest, n° 51, S (...)
  • 594 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, OGJ, December 17, 2 (...)
  • 595 CONANT, M.A., The oil factor in US foreign policy, 1980-1990, Lexington, Mass., Lexington Books, 19 (...)
  • 596 Voir les remarques de l’ancien président de l’AIOC in ADAMS, T., “Caspian Hydrocarbons, the Politic (...)

9De fait, en 1993, un expert russe, Khalimov, a reconnu que l’ensemble des réserves de l’URSS avait été grossièrement exagéré et qu’il n’avait été tenu compte ni du facteur économique ni du facteur technique. Certains experts ont prévenu que l’on devait s’attendre à une révision négative globale (de l’ordre de -30 %) des estimations des réserves de l’ex-URSS588. En ce qui concerne le bassin de la Caspienne, une étude réalisée dès 1998 soulignait que les réserves pétrolières – y compris les découvertes encore non réalisées –, se situaient entre 25 et 35 milliards de barils, soit entre un huitième et un sixième des estimations américaines initiales589. On passerait ainsi de stocks estimés à 16 % des réserves mondiales à environ 3 %590. Pour sa part, l’Agence internationale de l’énergie estimait en 2000 les réserves prouvées entre 15 et 40 milliards de barils avec des réserves possibles supplémentaires estimées entre 70 et 150 milliards de barils591. Enfin, l’administration américaine reconnaissait en 2001 que les réserves prouvées de la zone Caspienne s’élevaient à 18-34 milliards de barils, soit des réserves comparables à celles des Etats-Unis (22 milliards de barils) ou de la mer du Nord ( 17 milliards de barils)592, plutôt qu’à celles du golfe Persique593. Une étude récente réalisée par Wood Mackenzie constatait qu’au 1er janvier 2002, les cinq États riverains de la Caspienne détenaient des réserves pétrolières estimées à 39,4 milliards de barils594. Six projets (Kashagan [Kazakhstan], Tengiz [Kazakhstan], Karachaganak [Kazakhstan], Azeri-Chirag-Guneshli [Azerbaïdjan], Shah-Deniz [Azerbaïdjan], et le bloc de Severnyi dans le secteur russe de la Caspienne) représentaient à eux seuls 68 % des réserves totales de la région. D’après cette étude, le Kazakhstan détient 75 % des stocks pétroliers de la Caspienne contre 17 % pour l’Azerbaïdjan, 6 % pour le Turkménistan, 2 % pour la Russie et 0 % pour l’Iran qui n’a pas encore entrepris de prospection dans la Caspienne. Pour l’avenir, il semblerait que le nord de la mer Caspienne soit plus prometteur que le sud en matière de découvertes pétrolières, ce qui devrait renforcer la place du Kazakhstan en tant qu’État pétrolier principal de la zone. Le sud de la mer Caspienne contient semble-t-il davantage de gaz de bonne qualité. Au vu des différentes estimations concernant les réserves pétrolières de la Caspienne, il apparaît clairement que ce bassin ne constitue en aucune manière un substitut crédible aux réserves pétrolières des États du Moyen-Orient – le « cœur pétrolier » de la planète, pour reprendre une expression forgée par Melvin Conant au début des années 1980595 –, qui détiennent environ 650 milliards de barils (soit 65 %) des réserves mondiales prouvées de pétrole596.

  • 597 US Energy Information Administration, “Caspian Sea Region”, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs (...)
  • 598 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

10Le gaz quant à lui représente, selon l’administration américaine, les deux tiers des réserves totales d’hydrocarbures de la Caspienne (réserves prouvées et possibles). En tenant compte des réserves prouvées, le Kazakhstan, le Turkménistan et l’Ouzbékistan font partie de la liste des vingt pays gaziers les plus importants du monde. Washington estime les réserves prouvées de gaz dans la zone Caspienne entre 243-248 billions (1012) de pieds cubiques, soit des réserves comparables à celles de l’Amérique du Nord (300 billions (1012) de pieds cubiques)597. Selon l’étude de Wood Mackenzie, au 1er janvier 2002, les réserves de l’ensemble de la zone sont estimées à 207 billions (1012) de pieds cubiques, soit environ 4 % des réserves mondiales. Le Kazakhstan détient 45 % de ces réserves contre 44 % pour le Turkménistan, 10 % pour l’Azerbaïdjan, 2 % pour la Russie et 0 % pour l’Iran qui, rappelons-le, n’a pas encore entamé de prospection en Caspienne598. Ici aussi, bien que les réserves gazières soient significatives, elles ne peuvent cependant être comparées ni avec celles de la Fédération de Russie (32,1 % des réserves prouvées de gaz du monde), ni avec celles que l’Iran détient ailleurs sur son territoire (15,3 % des réserves prouvées de gaz du monde). Pour l’avenir, étant donnée l’importance des réserves gazières dans le total des réserves d’hydrocarbures, le gaz est appelé à jouer un rôle croissant dans la production de la Caspienne, transformant progressivement cette région en fournisseur de gaz plutôt que de pétrole. Ainsi, selon Wood Mackenzie, le gaz devrait représenter 44 % de la production potentielle de la Caspienne en 2014.

11On notera enfin que, plus de dix ans après l’indépendance des républiques d’Asie centrale, les compagnies occidentales (par ordre décroissant de réserves, Chevron, Exxon/Mobil, ENI, BG, LUKoil (Russie), BP, TotalFinaElf, Shell, Texaco, Inpex, Phillips, Statoil) détiennent environ 60 % des réserves de la zone, le reste demeurant aux mains des compagnies nationales des États riverains. Ce chiffre démontre bien que, d’un point de vue géopolitique, les Occidentaux ont déjà réussi une percée impressionnante dans la région.

  • 599 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Caspian production potential-2: Risks temper Caspian rewards potential“ (...)

12Pour le développement des ressources de la mer Caspienne, le montant des investissements sans risque a été estimé à 314 milliards de dollars pour la période 1990-2020 (Capex et Opex combinés), et le montant des investissements à risques à 237 milliards de dollars pour la même période599. Étant donnée l’importance de ces montants, seules les compagnies occidentales disposent des moyens financiers nécessaires au développement de la région. Cet état de fait devrait contribuer à l’avenir à asseoir la pénétration occidentale dans cet espace.

  • 600 US Energy Information Administration, July 2001 in (www. eia. doe.gov/emm/cabs/caspgrph. hlml#TAB1)

30. La production et les exportations de pétrole du bassin de la Caspienne600 (en milliers de barils par jour)

30. La production et les exportations de pétrole du bassin de la Caspienne600 (en milliers de barils par jour)
  • 601 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

31. Le potentiel de production de pétrole de la Caspienne601
(en milliers de barils par jour)

31. Le potentiel de production de pétrole de la Caspienne601(en milliers de barils par jour)

32. La production et les exportations du gaz de la Caspienne602
(en milliards de pied-cubiques par an)

32. La production et les exportations du gaz de la Caspienne602(en milliards de pied-cubiques par an)
  • 603 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.
  • 604 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 605 MYERS JAFFE, A., MANNING, R., “The Myth of the Caspian ‘Great Game’: The real geopolitics of energy (...)

13Sur le plan de la production, selon l’étude réalisée par Wood Mackenzie fin 2001, la région de la Caspienne pourrait produire environ 3,8 mb/j (millions de barils/jour) en 2015, c’est-à-dire trois fois la production réalisée en 2000 (1,2 mb/j) dans cette zone, mais moins de 50 % de la production actuelle de l’Arabie Saoudite (9,145 mb/j en 2000). Le Kazakhstan et l’Azerbaïdjan domineront la production régionale dans le futur avec respectivement 2,5 mb/j et 1,0 mb/j en 2015. En 2010, 57 % de la production de la Caspienne devrait se concentrer dans quatre champs pétrolifères : Tengiz (Kazakhstan), ACG (Azerbaïdjan), Karachaganak (Kazakhstan) et Kashagan (Kazakhstan). Cependant, en tenant compte des découvertes réalisées jusqu’ici, elle pourrait décroître après 2015 (Kashagan, par exemple, devrait atteindre son pic de production en 2014). En cas de nouvelles découvertes, la production pourrait toutefois atteindre 3,5-4,0 mb/j en 2020603. La production du bassin de la Caspienne sera donc équivalente à la production actuelle de la Norvège (en 2000, la production de la Norvège, huitième producteur mondial de pétrole, a atteint 3,365 mb/j, soit 4,4 % de la production totale de la planète604). A cette date, les exportations de pétrole de l’ensemble de la Caspienne pourraient couvrir entre 3 % et 4 % de la consommation globale de pétrole du monde605.

  • 606 Créée en 1960 lors de la Conférence de Bagdad, l’Organisation des pays producteurs de pétrole (OPEP (...)
  • 607 Pour CJ, Campbell, la part du Moyen-Orient dans l’approvisionnement pétrolier mondial pourrait pass (...)
  • 608 Voir DUSSOUY, G., Quelle géopolitique pour le xxie siècle ?, Bruxelles, Editions Complexe, 2001, p. (...)
  • 609 National Energy Policy, Report of the National Energy Policy Development Group, Washington DC, May (...)
  • 610 Chiffre cité in DUSSOUY, G., Quelle géopolitique pour le xxie siècle ?, op. cit., p202.
  • 611 SHAFFER, B., “A Caspian Alternative to OPEC”, The Wall Street Journal, November, 2001.

14Bien qu’elles ne soient pas négligeables, les exportations caspiennes ne pourront en aucun cas être comparées au potentiel des pays de l’OPEP606, ni en 2010 ni en 2020. A titre de comparaison, la part des pays de l’OPEP dans l’approvisionnement pétrolier de la planète pourrait passer de 40 % en 1999 à 52 % en 2010607. A court terme, le centre de gravité de la production pétrolière mondiale va rester concentré dans cinq pays du Moyen-Orient : l’Arabie Saoudite, l’Irak, l’Iran, le Koweït et les Émirats arabes unis608. L’administration américaine reconnaît d’ailleurs qu’en 2020, la région du Golfe devrait assurer à elle seule entre 54 et 67 % des exportations pétrolières mondiales609. Vers 2050, elle assurera 100 % des exportations mondiales de pétrole610. Dans ces conditions, le bassin de la Caspienne pourrait devenir une source d’approvisionnement supplémentaire, permettant temporairement à l’Europe ou aux États-Unis de diversifier géographiquement leurs importations pétrolières. Il faut donc, contrairement à certaines vues trop optimistes, rester prudent et se garder d’exagérer la portée des ressources de la Caspienne, même si leur arrivée sur le marché international pourra sans doute être mise à profit par les pays consommateurs pour renforcer leur sécurité énergétique en diversifiant leurs approvisionnements611.

Le pétrole en chiffres

  • 612 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

33. Comparaison des réserves et de la production de pétrole en Asie centrale et dans le golfe Persique612

33. Comparaison des réserves et de la production de pétrole en Asie centrale et dans le golfe Persique612

Le gaz en chiffres

  • 613 Idem.

34. Comparaison des réserves de gaz en Asie centrale et dans le golfe Persique613

34. Comparaison des réserves de gaz en Asie centrale et dans le golfe Persique613
  • 614 Idem.

35. Production de gaz en Asie centrale en 2000614

35. Production de gaz en Asie centrale en 2000614

La bataille des pipelines

  • 615 G. Raballand note que « le terme “enclavement” est utilisé dans le même sens que land-locked, c ’es (...)
  • 616 Pour une comparaison des ressources des cinq républiques d’Asie centrale dans le domaine énergétiqu (...)
  • 617 Sur les problèmes spécifiques à l’enclavement, voir RABALLAND, G., « Géoéconomie des États sans lit (...)

15De par leur enclavement géographique615, mais aussi en raison de l’héritage économique soviétique, les États d’Asie centrale (particulièrement le Kazakhstan et le Turkménistan616) et l’Azerbaïdjan se trouvent confrontés au problème essentiel de l’écoulement de leurs productions pétrolière et gazière sur le marché international617. Il s’agit bien entendu d’une question fondamentale liée à leur développement économique, condition essentielle de l’exercice effectif de leur souveraineté. Mais le choix d’une voie de désenclavement est également une question particulièrement importante pour les Etats voisins de la zone Caspienne. En effet, l’État sur le territoire duquel passeront les principaux pipelines de désenclavement des productions de la Caspienne, jouira non seulement de retombées économiques importantes – notamment par le biais des investissements directs étrangers liés au développement des projets et aussi de taxes sur le transit des hydrocarbures –, mais surtout, il s’assurera pour l’avenir une influence géostratégique considérable sur l’ensemble de la région. Pour les États de la zone Caspienne, la question du choix de la voie de désenclavement est donc délicate. Il va en effet peser sur l’orientation géopolitique future de cet espace géographique.

  • 618 HILL, F., « Une stratégie incertaine: la politique des États-Unis dans le Caucase et en Asie centra (...)

16Il faut se souvenir qu’à l’époque soviétique, la totalité des infrastructures de transports étaient tournées exclusivement en direction de la Russie. Les axes d’exportations des hydrocarbures étaient orientés nord-sud et les seules voies existantes permettant aux productions de la zone Caspienne d’atteindre le marché international traversaient le territoire russe. Même après qu’ils aient acquis leur indépendance, cette situation a, bien entendu, offert à Moscou un moyen de pression considérable sur les États d’Asie centrale et sur l’Azerbaïdjan. Depuis 1991, les républiques musulmanes ex-soviétiques riches en hydrocarbures, c’est-à-dire le Kazakhstan (pétrole et gaz) et le Turkménistan (gaz), mais aussi l’Azerbaïdjan (pétrole et gaz), ont cherché à réduire le poids de Moscou dans ce domaine. A partir du milieu des années 1990, Washington a pris la décision de soutenir un axe est-ouest pour le désenclavement des productions de la mer Caspienne. Cet axe avait, aux yeux de l’administration américaine, la vertu de réduire l’importance de l’axe nord-sud entre la Russie et l’Iran. Il s’agissait de restreindre le monopole de Moscou sur l’exportation des hydrocarbures de la Caspienne, d’éviter que Téhéran ne profite de sa situation géographique très favorable pour devenir une voie de désenclavement importante pour les pays riverains de la Caspienne, et enfin, de récompenser la Turquie pour son soutien lors de la guerre du Golfe618. En outre, cet axe devait consolider l’indépendance des nouveaux États de la zone par le renforcement de leur capacité économique, développer le rôle régional de la Turquie et enfin promouvoir les intérêts des compagnies américaines déjà impliquées dans la mise en valeur des ressources énergétiques de la région.

17Cependant, après plus de dix ans d’indépendance, un très grand nombre de propositions et de projets et quelques réalisations concrètes, la Russie demeure aujourd’hui encore la voie de désenclavement principale pour les productions de la Caspienne. Les difficultés rencontrées pour tenter de modifier cette situation sont extrêmement nombreuses. Il s’y mêle des facteurs techniques et économiques, mais aussi politiques et stratégiques. La simple observation d’une carte géographique permet de constater que toutes les voies de désenclavement envisagées pour les hydrocarbures de la Caspienne sont potentiellement menacées par un rival commercial capable de ralentir ou d’empêcher le transit (Iran, Russie), bloquées par un adversaire politique susceptible d’exercer une pression directe sur les pipelines, ou paralysées par le chaos politique au niveau local (Caucase et Afghanistan).

  • 619 “Caspian Sea States sign new pipeline protocol with Kazakhstan”, AGOC, vol. 6, issue 6, March 22, 2 (...)
  • 620 LELYVELD, M., “Russia: Official seeks Kazakh Explanation on Pipeline”, RFE/RL, March 13, 2001. En a (...)
  • 621 LELYVELD, M., “Caspian: Russia softens opposition to Baku-Ceyhan pipeline”, RFE/RL, March 6, 2001.

18Malgré l’insistance de l’administration Clinton à voir se mettre en place cet axe de désenclavement est-ouest, le rôle de la Russie est demeuré prépondérant. Étant donnée la concurrence entre les productions d’hydrocarbures de l’ensemble caspien et les siennes propres, d’un point de vue économique, Moscou est plutôt encline à empêcher leur désenclavement. Sur le plan géopolitique, la Russie a également intérêt à limiter au maximum l’autonomie de choix de ces nouveaux États, si elle entend conserver une mainmise sur cette région qu’elle considère toujours comme appartenant à sa sphère d’influence. Au cours des dix dernières années, ces facteurs ont amené Moscou à tenter de ralentir, voire à bloquer, les projets sur lesquels elle ne pouvait exercer un contrôle direct. Ainsi, elle n’a pas hésité à exercer des pressions sur l’Azerbaïdjan, le Kazakhstan, le Turkménistan et aussi sur la Géorgie, afin de réduire les chances de construction de l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan et du gazoduc Transcaspien. Ces projets, favorisés par l’administration américaine, évitaient de transiter par son territoire. Depuis l’accession de Poutine à la présidence, la politique d’obstruction de la Russie semble avoir subi une certaine inflexion dans le sens d’un assouplissement progressif. Ainsi, alors que la Géorgie, la Turquie, l’Azerbaïdjan et le Kazakhstan venaient de signer un protocole d’accord aux termes duquel Astana indiquait son intérêt pour le projet Bakou-Tbilissi-Ceyhan (BTC)619, Viktor Kalyuzhny, le représentant spécial de Vladimir Poutine pour les questions caspiennes, déclarait – contrairement aux prises de position habituellement hostiles de Moscou et avant il est vrai de se rétracter620 –, que cette ligne n’affectait pas les intérêts de la Russie parce que le pétrole transitant par cette voie était destiné aux Etats-Unis. Selon lui, la stratégie de Moscou en matière de pipelines visait essentiellement les marchés européens, chinois, extrême-orientaux et enfin d’Asie du Sud-Est, c’est-à-dire d’autres marchés que celui du projet BTC621. En matière économique, il ne faisait donc pas véritablement concurrence aux productions russes, ce qui facilite l’adoption d’un compromis.

La bataille des pipelines

La bataille des pipelines

D’après « Les pays de la CEI », Ed. 1997, Paris, Documentation Française.

  • 622 “Putin’s Baku visit helps to confirm Russia’s Caucasus intentions”, Eurasia Insight, January 11, 20 (...)
  • 623 PEUCH, J.-C, “Azerbaijan: Putin tries to overcome years of mistrust”, RFE/RL, January 10, 2001 et L (...)
  • 624 LELYVEl.D, M., “Russia: Moscow may switch pipeline policy”, RFE/RL, May 28, 2001.
  • 625 Strobe Talbott a sans doute été le premier à déclarer clairement que l’Asie centrale, et particuliè (...)
  • 626 Voir An Agenda for Renewal, US-Russian Relations, A Report by the Russian and Eurasian Program, Car (...)
  • 627 LELYVELD, M., “Turkey: Reports raise doubts about US support for pipeline”, RFE/RL, January 8, 2001
  • 628 Les autres partenaires sont la Fédération de Russie qui détient 24 % des parts, le Kazakhstan (19 % (...)
  • 629 Lors d’une réunion à Houston le 10 janvier 2002, Stephen R. Mann, conseiller au Département d’Etat (...)
  • 630 “Caspian oil starts flowing via $ 2,6 billion export pipeline”, OGJ Online, November 27, 2001.
  • 631 RASHID, A., “Russia anxious over grip on oil as US firms join Great Game”, AGOC, vol. 6, issue 22, (...)
  • 632 SOHBFTQIZI, N., “Pragmatism guides Russian-Azerbaijani deal making”, Eurasia Insight, January 11, 2 (...)
  • 633 TORBAKOV, I., “Russia focuses attention on Caspian basin issues”, Eurasia Insight, February 5, 2002 (...)
  • 634 LELYVELD, M., “Russian Plan Seen Seeking Control of Central Asian Gas Exports”, RFE/RL Turkmen Repo (...)
  • 635 Voir SOCOR, V., “Lock, stock and barrel: Moscow and Kazakh oil transit”, Russia and Eurasia Review, (...)
  • 636 Actuellement, SOCAR détient 50 % des parts du projet, British Petroleum 25,41 %, Unocal 7,65 %, Sta (...)
  • 637 “Russia undecided on participation in Baku-Ceyhan oil pipeline”, AIT, January 27, 2002 et LELYVELD, (...)
  • 638 LELYVELD, M., “LUKoil withdraws from deal on Baku-Ceyhan oil pipeline”, RFE/RL, May 1, 2002.
  • 639 LELYVELD, M., “Russia finding way to take part in US-backed pipeline”, RFE/RL, June 11, 2002.

19Contrairement à la politique antérieure de la Russie, qui consistait surtout à maintenir le contrôle sur les territoires, les forces armées et les gardes-frontières pour assurer la pérennité de son emprise dans l’espace de l’ex-URSS, le président Poutine a mis davantage l’accent sur le facteur économique et les investissements622. Cette nouvelle stratégie a ainsi permis un certain réchauffement des relations russo-azerbaïdjanaises623. N’ayant pu empêcher les Occidentaux de s’implanter dans la région de la Caspienne, la Russie, tout en réaffirmant qu’elle possède des intérêts importants dans cet espace, a choisi d’adopter une stratégie d’accompagnement plutôt que de continuer à s’opposer trop frontalement à ce mouvement. Elle a aussi commencé à comprendre qu’elle jouissait d’atouts économiques dont elle pouvait jouer pour assurer le maintien de son influence. En outre, elle a constaté qu’elle pouvait tirer profit du développement des ressources de la région624. Le choix du président Poutine a été facilité par la prise en compte parallèle à Washington de l’importance réelle de la zone Caspienne pour les Etats-Unis. Contrairement aux positions adoptées par Strobe Talbott en 1997625, certains observateurs américains se sont progressivement aperçus que Washington n’avait que des intérêts limités dans cet espace et aucun intérêt vital à défendre626. Cette transformation graduelle de la perception américaine à l’égard de l’espace caspien, en réduisant l’accent mis sur l’aspect géopolitique de la question, a sans doute contribué à créer un climat plus propice à un essor de la collaboration avec la Russie627. Avant le 11 septembre 2001, des espaces de coopération s’étaient ainsi concrétisés entre les deux États. Le projet “Caspian Pipeline Consortium” (CPC), qui constitue l’investissement américain, mais aussi étranger, le plus important en Russie (environ 700 millions de dollars), a ainsi vu le jour. La compagnie américaine Chevron Texaco est le partenaire privé principal dans ce projet avec 15 % des parts628. Cet oléoduc, entré en service fin 2001, relie désormais le champ de Tengiz au Kazakhstan au terminal de Yuzhnaya Ozereika, près du port russe de Novorossiisk sur la mer Noire. Il s’étend sur 1 580 km et a coûté 2,6 milliards de dollars. A la mi-2002, sa capacité de transport a atteint 600 000 b/j. Dans l’avenir, cet oléoduc pourrait transporter environ 1,5 mb/j (environ 67 Mt de pétrole par an). Potentiellement, cette ligne pourra assurer à elle seule le désenclavement de plus de la moitié de la production kazakhe de pétrole telle qu’elle a été estimée pour 2015. Avec la mise en œuvre de cet oléoduc, la Russie a renforcé sa position d’état de transit pour la production pétrolière du Kazakhstan vers le marché international. Cette ligne accroît la dépendance d’Astana par rapport à Moscou. Elle offre à la Russie une sorte de compensation au cas où la ligne Bakou-Tbilissi-Ceyhan (BTC), qui jouit de l’appui de l’administration Bush, entrerait en fonction dans l’avenir629. En effet, au cours de ses 40 ans de vie, le projet CPC devrait générer environ 23,3 milliards de dollars de revenus à la Russie et 8,2 milliards de dollars de revenus au Kazakhstan630. L’oléoduc CPC constitue pour sa part un exemple du « condominium" qui pourrait s’établir entre la Russie et les Etats-Unis dans la gestion des hydrocarbures de la Caspienne. Les deux États tirent en effet profit de la mise en place de cette infrastructure. Le rapprochement entre Washington et Moscou à la suite des attentats du 11 septembre 2001 pourrait créer les conditions favorables au développement de cette forme de collaboration entre les deux pays. On n’en est cependant pas encore là. Des doutes persistent en Russie631. Depuis l’intervention militaire américaine en Afghanistan, Moscou a travaillé au raffermissement de son rôle dans la région de la Caspienne, notamment en poursuivant le rapprochement qu’elle avait entamé avec l’Azerbaïdjan632. Elle a aussi tenté d’amener le Turkménistan à rallier ses positions concernant le statut juridique de la mer Caspienne633 et lui a proposé la création d’une « Alliance Eurasiatique des producteurs de gaz » qui regrouperait le Turkménistan, l’Ouzbékistan, le Kazakhstan et la Russie634. Une telle alliance permettrait à Moscou d’assurer son influence dans le domaine du gaz, énergie qui constituera, à moyen terme, la moitié de la production d’hydrocarbures de la Caspienne. Néanmoins, étant donné le caractère erratique de la politique du Président turkmène et la volonté d’indépendance du Président ouzbek, le pari est encore loin d’être gagné. La Russie a toutefois engrangé des résultats avec son voisin kazakh. Aux termes des accords conclus en juin 2002 entre le Kazakhstan et la Russie, V. Socor a calculé qu’environ 45 Mt de pétrole kazakh devraient transiter annuellement par le territoire russe635. Moscou s’est donc assuré le contrôle du transport d’une grande partie de la production pétrolière kazakhe. Concernant le projet BTC, alors que la société russe LUKoil envisageait d’y participer636, les autorités de Moscou ont hésité à donner leur feu vert637. Malgré l’essor de la coopération russo-américaine depuis le 11 septembre, LUKoil a cependant annoncé en mai 2002 son retrait du projet638. En juin 2002, l’éventualité d’une participation de la Russie au projet BTC était toutefois encore évoquée639. Alors que ce projet d’oléoduc bénéficie du soutien de l’administration Bush, la position de la Russie à son égard demeure aujourd’hui encore ambiguë.

20Dans le jeu qui s’est développé autour de la mer Caspienne, l’autre grande option de désenclavement, c’est-à-dire celle qui traverse le territoire de la République islamique d’Iran, se heurte depuis dix ans à l’opposition du gouvernement des États-Unis. Cette voie, considérée par les observateurs comme la plus rapide, la plus sûre et aussi la moins chère, avait la préférence des compagnies pétrolières comme Exxon Mobil ou BP. Devant l’opposition constante de Washington, mais aussi face à la sclérose politique des dirigeants de la République islamique, incapables de remettre en question la composante anti-américaine de leur idéologie, l’Iran s’est trouvé progressivement marginalisé.

  • 640 Voir US Energy Administration Information, “Iran, Country Briefing, October 2001 in (www.eia.doe.g (...)
  • 641 Détails in KLEIN, J., “Letter from Teheran. The Shadow Land”, The New Yorker, February 18, 2002.
  • 642 “CGES meeting told Iran primed to export gas when sanctions ease” OGJ Online, September 25, 2001 et (...)
  • 643 Voir DJALILI, M.-R., Iran : l’illusion réformiste, Paris, Ed. Presses de Sciences-Po, 2001, 128 p.
  • 644 Voir “Khamenei warns of threats, slams US war-mongering”, Payvand’s Iran News, March 3, 2002.
  • 645 Voir The President’s State of the Union Address, The United States Capitol, Washington, DC, January (...)
  • 646 FLETCHER, S., “US firm on Iranian trade limitations, says State department executive”, op. cit.
  • 647 The White House, Office of the press secretary, “Remarks by the national security advisor Condoleez (...)
  • 648 KNOWLTON, B., “US Stepping up criticism of Iran; Aide sees ‘Axis’ as ‘Clear Threat’”, International (...)
  • 649 “Iran: Tehran denies helping Al-Qaeda”, RFE/RL, February 4, 2002.

21En 1995, le Président Clinton a signé des “executive orders interdisant aux compagnies américaines ou à leurs filiales étrangères de commercer avec la République islamique. Selon ces dispositions juridiques, tout contrat pour le financement du développement des ressources pétrolières iraniennes était également interdit. En 1996, Washington a par ailleurs adopté le “Iran-Libya Sanctions Act (ILSA)”, imposant des sanctions aux sociétés de nationalités étrangères qui investiraient annuellement plus de 20 millions de dollars en Iran dans le secteur du gaz et du pétrole. En août 1997, l’“Executive Order 13 059” a réaffirmé l’interdiction de toute activité commerciale et de tout investissement en Iran pour tout citoyen américain. En juillet 2001, en dépit du lobbying de certaines sociétés pétrolières, le Congrès américain a renouvelé pour cinq ans les dispositions de l’ILSA640. Malgré des signes de détente très positifs entre les deux États à la suite des attentats de New York et Washington en septembre 2001 l’Iran est probablement le seul État musulman où la population a manifesté très clairement, en descendant dans la rue, sa solidarité avec Washington dès le 11 septembre641 , l’intervention américaine en Afghanistan n’a pas remis en question cette approche642. On peut tout d’abord constater que la politique du président « réformateur » Khatami ces dernières années n’avait pas contribué à briser la glace entre les deux pays. L’absence de réformes concrètes sur le terrain a incité Washington à considérer les discours du président iranien comme le produit d’un double langage plutôt que d’une véritable volonté de changement643. A ce contexte général, il faut ajouter du côté iranien les prises de position antiaméricaines du guide de la Révolution, contre l’avis d’autres factions du pouvoir , deux semaines après les attentats du 11 septembre et qui se sont poursuivies notamment après le discours du président Bush sur l’état de l’Union644. Du côté américain, les mises en garde de Georges Bush à l’adresse de Téhéran et de ses visées supposées en Afghanistan, puis ses critiques à l’égard de la République islamique en tant que membre de « l’axe du Mal »645, n’ont évidemment pas favorisé la reprise du dialogue. Ces éléments se sont donc conjugués pour faire échouer l’occasion historique qui s’offrait aux deux Etats de renouer des relations. Entre septembre 2001 et janvier 2002, l’Iran est ainsi passé du statut objectif d’« allié naturel » des États-Unis dans leur lutte contre le régime des taliban, à celui de membre de l’« axe du Mal ». Face à cette incapacité partagée à rétablir le contact, les conséquences ne se sont pas fait attendre. Dès le 10 janvier, Stephen R. Mann déclarait que Washington ne comptait pas assouplir les limitations imposées en matières d’échanges avec l’Iran646. La tension est devenue assez vive entre les deux pays à l’hiver 2002. Le 2 février 2002, Condoleezza Rice a ainsi déclaré à propos de l’Iran, de l’Irak et de la Corée du Nord, que they are a clear and present threat to us and to all the responsible and civilized world647 et Donald Rum-sfeld a ajouté que each of those three countries is engagea in active weapons of mass destruction programs. And we do know that those countries have relationships with terrorist networks648. L’Iran a de plus été accusé par Washington d’abriter des membres d’al-Qaïda, ce qu’il a réfuté649. L’état des relations entre Téhéran et la nouvelle administration américaine n’invite guère à l’optimisme. La volonté iranienne d’offrir une voie de désenclavement aux hydrocarbures de la Caspienne demeure plus que jamais complètement entravée par le veto de Washington.

22Au cours des années 1990, le gouvernement américain, poursuivant sa stratégie d’isolement du régime iranien, a donc tenté de promouvoir une voie de désenclavement suivant un axe est-ouest entre Bakou en Azerbaïdjan et Ceyhan en Turquie. Ce tracé s’est heurté pendant longtemps aux efforts conjugués de Moscou et de Téhéran qui, en l’absence du « facteur américain » unificateur, se trouveraient en concurrence. La logique politique et stratégique du gouvernement américain a également été confrontée à la logique purement économique des compagnies pétrolières qui estimaient le projet Bakou/Tbilissi/Ceyhan (BTC) inutile et surtout trop coûteux. Les compagnies pétrolières préféraient miser sur la variété des réseaux existant pour assurer le désenclavement de leur production. Sous la pression de l’administration américaine, l’idée du BTC a toutefois progressé au sein des compagnies pétrolières. Malgré la persistance de doutes quant à la viabilité économique de ce projet, certains observateurs sont devenus plus optimistes à son sujet. Si, le CPC est entré en activité, renforçant le rôle de la Russie comme voie de désenclavement pour les productions de la zone au détriment de Téhéran, dans le courant de l’année 2001, les signes se sont multipliés quant à la possibilité d’une mise en place du projet BTC. Le rapprochement entre Washington et Moscou pourrait, bien entendu, créer un climat politique favorable à la mise en œuvre finale de cette option, si elle s’avère finalement rentable. Le premier bénéficiaire de cette tendance sera l’Azerbaïdjan.

a. L’Azerbaïdjan : du pétrole au gaz ?

36. Les routes d’exportations pour le pétrole d’Azerbaïdjan650

36. Les routes d’exportations pour le pétrole d’Azerbaïdjan650
  • 651 Selon l’administration américaine, depuis 1990, plus de 3,4 milliards de dollars ont été investis d (...)
  • 652 SNIECKUS, D., “Watching the world: Caspian hopes head north”, OGJ, July 16, 2001.
  • 653 US Energy Administration Information, “Azerbaijan, Country Briefing”, May 2001 in (www.eia.doe.gov/ (...)

23Au début des années 1990, du fait de l’histoire pétrolière du pays, histoire renforcée par l’annonce très médiatisée de la signature d’un « contrat du siècle » (8 milliards de dollars) entre les compagnies pétrolières occidentales et Bakou pour le développement des trois champs pétrolifères offshore de Azeri, Chirag et Gunashli en septembre 1994, un grand nombre d’observateurs présentaient l’Azerbaïdjan comme une sorte de nouvel “eldorado pétrolier651. Une autre réalité a cependant émergé avec les campagnes d’exploration successives entreprises par les compagnies pétrolières étrangères implantées à Bakou. Les réserves en pétrole de l’Azerbaïdjan sont certes significatives, mais il ne s’agit cependant pas de la « nouvelle frontière » à laquelle certains avaient pu croire un moment. Au vu du résultat des opérations de prospections, le secteur de la mer Caspienne, situé au large de l’Azerbaïdjan, n’est pas aussi prometteur sur le plan pétrolier qu’annoncé652. Le sud de la Caspienne serait en fait plus riche en gaz qu’en pétrole. En 2000, les réserves prouvées du pays ont été estimées à 900 Mt (millions de tonnes) de pétrole soit 0,7 % des réserves mondiales. A l’échelle régionale, l’Azerbaïdjan occupe désormais la seconde place derrière le Kazakhstan en matière de réserves pétrolières, avec 17 % du total de la zone. En ce qui concerne la production pétrolière, après une chute dans le milieu des années 1990 (185 000 b/j en 1995, 1996 et 1997), l’Azerbaïdjan a commencé à regagner le terrain perdu. Il a ainsi progressivement récupéré son niveau de 1989, mais n’a toujours pas atteint son pic de production historique obtenu en 1941, avec 23,5 Mt, soit 71 % du total de la production soviétique de l’époque. En 2000, sa production pétrolière a atteint 300 000 b/j (soit 0,4 % de la production mondiale). En 2020, Bakou pourrait fournir environ 1,1 mb/j, soit un peu moins que la production du Brésil en 2000. L’administration américaine donne pour sa part des chiffres beaucoup plus élevés, puisqu’elle estime les exportations pétrolières de l’Azerbaïdjan à plus de 1 mb/j en 2010 et 2 mb/j dans les 20 ans653. Ces estimations semblent toutefois excessives. En plus, d’après Wood Mackenzie, les gisements pétrolifères principaux (notamment Azeri-Chirag-Guneshli) du pays devraient atteindre leur pic de production aux alentours de 2015.

24Outre le pétrole, dans le domaine du gaz, un nouvel élément est apparu dans l’analyse des possibilités énergétiques de l’Azerbaïdjan avec la découverte du champ gazier géant de Shah-Deniz en 1999. Ce champ offshore est situé à environ 70 km de Bakou, à une profondeur qui varie entre 50 et 600 m. Sur le plan des réserves, on estime que la structure de Shah-Deniz pourrait contenir entre 1,5 et 3 milliards de barils de pétrole (soit 250-500 Mt) et environ 50-100 milliards de m3 de gaz654. A court terme, le gaz semble être appelé à jouer un rôle croissant dans les exportations de l’Azerbaïdjan. Comme les découvertes futures qui pourraient être réalisées dans le sud caspien risquent d’être davantage gazières que pétrolières, elles ne feront que renforcer cette tendance.

  • 655 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 656 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Risk management, financing availability keys to winning in Caspian regi (...)
  • 657 US Energy Administration Information, “Azerbaijan, Country Briefing”, May 2001 in (www.eia.doe.gov/ (...)
  • 658 Ce consortium est formé de BP-Amoco (25,5 %), Statoil (25,5 % Norvège), Oil Industries Engineering (...)
  • 659 COE, G, “Statoil promotes drive to export Shah-Deniz gas to Turkey and Europe”, AGOC, vol. 5, issue (...)
  • 660 “Azerbaijan and Georgia sign gas export treaty”, AGOC, vol. 5, issue 14, August 7, 2000.
  • 661 “Turkey signs deal to buy Azerbaijani gas through new line”, OGJ Online, March 13, 2001.
  • 662 ISMAILOVA, G., “Azerbaijan and Georgia sgned an agreement on Baku-Tbilisi-Erzrum gas pipeline”, The (...)
  • 663 “Azeri Foreign minister and Georgian envoy signed protocol on gas transit, Civil Georgia, February (...)
  • 664 YOUNG, D., “Azerbaijan, Georgia agree on tariffs for gas pipeline to Turkey”, OGJ Online, October 1(...)
  • 665 LELYVELD, M., “Azerbaijan: World Bank denies agreeing to support pipeline project”, RFE/RL, Decembe (...)
  • 666 CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 7”, AGOC, vol. 5, issue 19, October 1 (...)
  • 667 GOE, C, “Blue Stream pipeline work complete”, vol. 7, issue 13, June 27, 2002.

25Les réserves prouvées de gaz naturel du pays ont été estimées en 2000 à 0,85 billion (1012) de m3, soit l’équivalent des réserves du Mexique655. Au niveau régional, l’Azerbaïdjan possède en fait 10 % des réserves de gaz naturel de l’espace caspien. Du point de vue de la production, Bakou a connu au cours des années 1990 une forte contraction. Elle est ainsi passée de 10,4 milliards de m3 en 1989 à 5,3 milliards de m3 en 2000. Le gouvernement azerbaïdjanais a cependant décidé à l’hiver 1999 de mettre en valeur les réserves gazières du pays. Le champ gazier de Bakhar est le plus important d’Azerbaïdjan. Il fournit à lui seul environ 40 % de la production. Étant donné le lent déclin de la production de ce champ, la croissance future devrait venir du développement des champs de Nakhichevan, Gunashli et Shah-Deniz. La production gazière azerbaïdjanaise devrait atteindre son point culminant vers 2015-2020, avant de commencer à décliner vers 2020. Ce déclin pourrait cependant être retardé avec le développement des champs de Absheron et Nakhichevan656. Dans le domaine gazier, malgré la moindre importance de ses réserves par rapport à celles des autres États riverains de la Caspienne, l’Azerbaïdjan détient cependant un avantage du fait de sa proximité géographique avec le marché international et particulièrement avec la Turquie. Cet élément est important. En effet, l’économie azerbaïdjanaise dépend fortement de ses exportations d’hydrocarbures. Ces dernières représentaient, en 2000, environ 70 % de l’ensemble des exportations du pays et 50 % du budget de l’État657. Pour Bakou, comme pour les autres États riverains de la Caspienne, il est donc essentiel de trouver des voies de désenclavement pour ses productions. Dans le domaine gazier, BP Amoco, qui dirige le consortium international658 gérant le champ de Shah-Deniz, a annoncé dès l’année 2000 son intention de fournir du gaz à la Turquie. Selon les estimations de Statoil, membre de ce consortium, l’Azerbaïdjan pourrait livrer environ 16 à 30 milliards de m3 de gaz par an à la Turquie et 10 à 20 milliards de m3 au sud-est de l’Europe en 2020. Potentiellement, Bakou pourrait également alimenter le sud de la Russie et la Géorgie. Ce projet nécessite la construction d’un gazoduc entre Bakou et Erzerum en Turquie, via la Géorgie. A Erzerum, le gazoduc serait connecté au système de transmission gazier turc. Le coût de cette ligne, s’étendant sur 1 000 km (440 km en Azerbaïdjan, 280 km en Géorgie et 280 km sur le territoire turc), a été estimé à un milliard de dollars. En juillet 2000659, la Compagnie nationale pétrolière d’Azerbaïdjan, connue sous son acronyme anglais de SOCAR, a conclu avec la compagnie géorgienne Georgian International Gas Corporation un accord fixant les principes généraux pour la livraison de gaz de Shah-Deniz à la Turquie, grâce à un gazoduc traversant le territoire de la Géorgie660. En mars 2001, les présidents turc et azerbaïdjanais ont signé un contrat selon lequel Bakou devrait exporter 6 milliards de m3 de gaz par an en Turquie pendant 15 ans661. Les livraisons pourraient débuter en 2004 avec 2 milliards de m3 de gaz par an, puis passer à 3 milliards de m3 de gaz par an en 2005 et 5 milliards de m3 de gaz par an en 2006, pour ensuite atteindre 6,6 milliards de m3 de gaz par an jusqu’en 2018. A la fin du mois de septembre 2001, Bakou et Tbilissi sont parvenus à un accord sur le prix du transport du gaz azerbaïdjanais à travers le territoire géorgien vers la Turquie662. Enfin, le 19 décembre 2001, le Parlement géorgien a ratifié l’accord entre Bakou et Tbilissi sur la construction du gazoduc Bakou-Tbilissi-Erzerum663. Ces accords constituent des signes très positifs quant à la mise en œuvre finale du projet664. Si la question du financement de ce projet n’est cependant pas encore réglée665, certains pensent que ses chances de voir le jour à court terme sont toutefois importantes666. BP Amoco devrait prendre une décision quant à la mise en œuvre de ce gazoduc, dont le trajet pourrait être parallèle à la ligne Bakou-Tbilissi-Ceyhan , à l’automne 2002667.

  • 668 Voir la serie d’articles de Robert Cutler, CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: (...)
  • 669 CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 8”, op. cit.
  • 670 “BP to propose building two pipelines for Caspian oil and gas”, AGOC, vol. 6, issue 13, July 17, 20 (...)
  • 671 GUEYRAS, J., « Le conflit du Caucase sud dans l’impasse. Impossible troc entre Arménie et Azerbaïdj (...)
  • 672 CUTLER, R., “Renewed conflicts in the Caspian: Part 1”, AGOC, vol. 6, issue 17, September 11, 2001.
  • 673 Voir Georgians and Abkhazians: the search for peace, settlement, Eds. Bruno Coppieters, Ghia Nodia (...)
  • 674 BIT-SULEIMAN, D., “Georgian Armenians call for autonomy”, Eurasia Insight, February 27, 2002.
  • 675 Voir sur cette région, KURTSIKIDZE, S., CHIKOVANI, V, Georgia’s Pankisi Gorge: An Ethnographic Surv (...)
  • 676 Voir DEVDARIANI, J., “A planned strong complaint from Georgia becomes a show of Russian power”, Eur (...)
  • 677 Voir « Nouvelle tension entre la Russie et la Géorgie », Le Monde, Juillet 31, 2002 ; PEUCH, J.-C, (...)

26Le développement de Shah-Deniz risque d’avoir des conséquences importantes sur la région668. D’abord, il transforme l’Azerbaïdjan en pays gazier, dont la production entre en compétition directe avec celle du Turkménistan et rend le désenclavement de cette dernière plus problématique. Ensuite, le développement de Shah-Deniz, en augmentant les réserves pétrolières disponibles pour l’exportation, élargit les chances de rentabilité de l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan, et donc ses perspectives de mise en place. Robert Cutler remarquait ainsi there is growing explicit recognition in the energy industry that the condensate component of the Shah-Deniz field in fact provides [...] enough to meet the 6 bn barrel threshold upon which BP-Amoco has insisted for estimating as feasible the main oil export pipeline to Turkey, which is now being called by some the Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) line rather than Baku-Ceyhan669. En plus de cet élément, l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan pourrait être construit parallèlement au gazoduc Bakou-Tbilissi-Erzerum, ce qui réduirait les coûts de mise en place de ces infrastructures670. Si l’obstacle majeur de la rentabilité économique est finalement levé, ce projet a une chance d’être construit. Il permettra de désenclaver la majeure partie de la future production azerbaïdjanaise de pétrole. La mise en place de cette infrastructure réduira d’autant le monopole de la Russie en matière de transport d’hydrocarbures dans la région. Cependant, tant dans le cas du projet de gazoduc Bakou-Tbilissi-Erzerum que dans celui de l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan, outre les questions techniques et financières, la construction de ces infrastructures se heurte à l’instabilité politique du Caucase. Les relations entre Bakou et Achkhabad, et Bakou et Téhéran ne sont pas au beau-fixe, alors que la question du Haut-Karabakh, malgré des tentatives de négociations, reste toujours pendante entre l’Azerbaïdjan et l’Arménie671. Un analyste signalait ainsi que there is a growing speculation in unofficial and semi-official circles about an emerging anti-Azerbaijan entente among Turkmenistan, Iran and Armenia (which Iran has recently been courting as well)672. En Géorgie, autre pays potentiellement traversé par ces deux infrastructures, outre la question abkhaze673, le pouvoir est confronté à de nombreux problèmes (faillite économique, corruption, factionnalisme politique, revendications autonomistes674 voire séparatistes, instabilité dans la région des gorges de Pankissi675, etc.). Les relations entre Tbilissi et Moscou sont loin d’être idylliques. La Russie a ainsi accusé la Géorgie d’abriter des combattants tchétchènes et a lancé des opérations militaires dans la région de Pankissi pendant l’hiver 2001676. Alors que la Géorgie a renforcé ses liens avec Washington, les rapports avec son voisin russe se sont à nouveau dégradés début août 2002. La capitale géorgienne a accusé la Russie d’avoir bombardé le nord-est de son territoire, alors que Moscou a menacé d’envoyer ses forces spéciales dans la région de Pankissi pour éliminer les indépendantistes tchétchènes qui y auraient trouvé refuge677. Certains observateurs pensent que la présence américaine dans le pays ne serait pas étrangère au regain de tension dans les relations entre Tbilissi et Moscou.

  • 678 “Azerbaijan, Turkey and Georgia to finalize new security treaty”, Civil Georgia, January 4, 2002 (w (...)
  • 679 PEUCH, J.-C., “Georgia: Shevardnadze to act under constraint in Abkhazia, Pankisi”, RFE/RL, January (...)
  • 680 Signe du climat de détente entre les deux pays, Bakou et Moscou sont parvenus à un accord en janvie (...)

27La Russie s’inquiète également, comme dans le cas de l’Azerbaïdjan, de l’essor des relations entre la capitale géorgienne et Ankara678. Certains, à Moscou, ne sont pas disposés à voir la Géorgie échapper à la sphère d’influence de la Russie679. Malgré le réchauffement progressif des relations entre Moscou et Bakou680, ces éléments jettent une ombre sur la mise en place définitive de ces projets. Les perspectives économiques prometteuses de Shah-Deniz incitent néanmoins nombre d’observateurs à l’optimisme.

  • 681 L’AIOC contrôle les champs pétrolifères de Azeri et Chirag, ainsi qu’une partie de Guneshli. Il est (...)
  • 682 DELAY, J., “Transneft’s new Caspian pipeline: All dressed up and no place to go”, AGOC, vol. 5, iss (...)
  • 683 “Report on SOCAR’s oil output”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.
  • 684 “Giving away the store?”, op, cit.
  • 685 “SOCAR to maintain exports at its current rate”, AGOG, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.
  • 686 “Dagestan pipeline explosion causes considerable oil spill”, AGOG, vol. 6, issue 19, October 9, 200 (...)

28Concernant les possibilités de désenclavement pour les productions pétrolières de l’Azerbaïdjan, deux voies d’exportation ont été mises en place depuis la fin des années 1990. Il s’agissait de permettre rapidement au pétrole azerbaïdjanais d’atteindre le marché international. Pour s’assurer qu’aucun État ne détiendrait le monopole sur les infrastructures de désenclavement, les autorités azerbaïdjanaises ont donc promu le développement compétitif de deux routes : la ligne Bakou-Novorossiisk (route du nord), qui traverse la Russie pour atteindre la mer Noire et la ligne Bakou-Supsa (route occidentale), qui franchit le territoire géorgien jusqu’au port de Supsa, également sur la mer Noire. En novembre 1997, l’Azerbaïdjan a commencé à exporter un volume limité de pétrole par la « route du nord », reliant Bakou aux villes de Grozny et Tikhorestsk sur le territoire de la Fédération de Russie, puis au port russe de Novorossiisk sur la mer Noire. Les produits pétroliers azerbaïdjanais traversaient donc le territoire de la Tchétchénie et du Daghestan avant d’être exportés vers l’Europe par la mer Noire. Un compromis avait été trouvé avec le gouvernement tchétchène de A. Maskhadov, permettant l’utilisation de cette voie avec un maximum de sécurité. Commercialement, cet oléoduc permettait à l’Azerbaïdjan International Operating Company (AIOC)681, de commencer à exporter rapidement une partie de la production pétrolière du pays. Cependant, cette ligne a été endommagée en juin 1998, à la suite d’une explosion dans le secteur tchétchène. Pour éviter la Tchétchénie, Transneft, la compagnie russe qui détient le monopole du transport du pétrole dans la Fédération de Russie a lancé, en novembre 1999, des travaux destinés à mettre en place un oléoduc de contournement traversant le Daghestan et relié au port de Makhachkala sur la Caspienne. Cette voie s’étendait sur 312 km. L’objectif de l’extension de 17 km vers Makhachkala était de permettre à terme au Kazakhstan et au Turkménistan d’exporter une partie de leur pétrole par cette ligne. Cette nouvelle voie, avec l’extension vers la Caspienne, a été complétée en mai 2000, rétablissant la ligne Bakou-Novorossiisk en évitant cette fois le territoire tchétchène682. Pour des raisons techniques, ni le Kazakhstan ni le Turkménistan ne l’ont utilisée. Pour des motifs économiques, techniques et aussi politiques, Bakou semblait pour sa part hésiter à exporter son pétrole par cette ligne, lui préférant celle qui la relie à Supsa (route occidentale). Entre octobre 1997 et fin 2001, cette ligne a toutefois permis à l’Azerbaïdjan d’exporter 7,8 Mt de pétrole (130 000 tonnes en 1997, 2,76 Mt en 1998, 1,9 Mt en 1999, 500 000 Mt en 2000 et 2,5 Mt en 2001 sur une production totale de 9 Mt en 2001)683. Avec le rapprochement opéré entre Bakou et Moscou, l’Azerbaïdjan a renouvelé, en janvier 2002, un accord par lequel SOCAR s’engageait à exporter 2,5 Mt par an de pétrole via cet oléoduc684. En outre, pour l’avenir, la Russie aurait proposé de porter à 5 Mt les quantités exportées par cette voie685. On notera que cette ligne, malgré le contournement du territoire de la Tchétchénie, connaît des problèmes liés à la sécurité. A la fin du mois d’août 2001, une explosion, peut-être liée à une tentative de vol de pétrole pratique courante dans le Caucase a une fois encore endommagé l’oléoduc686. Si la section dégradée a rapidement été réparée, l’incident met en lumière l’existence d’un risque potentiel pour toute infrastructure pétrolière dans la région.

  • 687  Voir PETROSSIAN, V, “The Gulf of the north it is not”, MEED, April 1999, pp. 9-10.
  • 688 LEIYVELD, M., “Georgia: Fighting raises concerns over pipelines”, RFE/RL, October 12, 2001.

29Parallèlement à cette voie à travers le territoire russe, l’Azerbaïdjan a également utilisé l’oléoduc entre Bakou et Supsa en Géorgie. Cette ligne a été inaugurée au début de l’année 1999. Sa capacité (environ 100 000 b/j) est suffisante actuellement pour assurer l’exportation de la production de l’AIOC qui exploite les champs de Azeri, Chirag et Gunashli pour le compte de SOCAR687. En 2001, 120 000 b/j de pétrole azerbaïdjanais ont transité par cette ligne. Sur le plan des risques, cette voie de désenclavement vers Supsa demeure vulnérable du fait de l’instabilité potentielle de la Géorgie688. Ces deux voies de désenclavement, ainsi que l’acheminement par chemin de fer (environ 10 000 b/j), suffisent aujourd’hui et probablement jusqu’en 2004 , à l’exportation de la production pétrolière de l’Azerbaïdjan.

37. Azerbaïdjan : les contrats de partage de production pour les gisements offshore689

37. Azerbaïdjan : les contrats de partage de production pour les gisements offshore689

30Cependant, dans la perspective de l’essor de cette production s’est très vite posé le problème du MEP (Major Export Pipeline). Alors que l’Azerbaïdjan avait diversifié à l’extrême ses partenaires économiques pour le développement de ses réserves d’hydrocarbures (voir le tableau ci-dessus), afin d’accroître le soutien international à son indépendance, mais aussi pour créer un climat de coopération entre les différents acteurs de la scène régionale, le problème de la voie de désenclavement principale s’est inscrit dès 1997 dans la perspective d’un « jeu à somme nulle ». Les acteurs internationaux ont acquis la conviction qu’il n’y aurait en fait qu’un seul État bénéficiaire de la mise en place de cette infrastructure. Cette perception a lancé la compétition entre États, chacun favorisant un projet conforme à ses intérêts. Comme le regrettait Terry Adams, l’ancien président de l’AIOC, la politique a pris dès ce moment le pas sur les considérations purement commerciales, au risque d’hypothéquer l’avenir de la zone. La Turquie, appuyée par l’administration américaine, a ainsi mis l’accent sur la mise en place d’une ligne d’une longueur de 1 730 km entre Bakou et le port turc de Ceyhan sur la Méditerranée (le fameux projet BTC). Grâce à la mise en place de ce projet, Ankara espérait accroître son influence sur le Caucase, perspective que rejetaient à la fois Moscou et Téhéran. Dans les calculs de Washington, la construction de cette ligne devait également permettre à terme le désenclavement non seulement des productions d’hydrocarbures de l’Azerbaïdjan mais aussi de celles des républiques d’Asie centrale (Kazakhstan et Turkménistan). Les productions pétrolières kazakhes et turkmènes pourraient en effet être transportées depuis ces pays par barges ou par oléoducs à travers la mer Caspienne jusqu’à Bakou, d’où elles emprunteraient la ligne jusqu’à Ceyhan. Les ex-républiques soviétiques d’Asie centrale renforceraient ainsi leur indépendance et échapperaient à l’influence russe sans tomber dans le giron de l’Iran. L’Azerbaïdjan deviendrait également la plaque tournante de la région pour le transport du pétrole vers l’Europe et la Méditerranée. L’influence de la Turquie et des États-Unis serait donc renforcée sur le plan régional. Israël pourrait également bénéficier de l’approvisionnement pétrolier de l’Asie centrale à travers le territoire de son nouvel allié turc.

  • 690 Voir “Fact Sheet: Caspian Energy Pipelines”, November 17, 1999, (www.usia.gov). A l’occasion de la (...)
  • 691 “Georgia seeks upper hand on Baku-Ceyhan pipeline project”, Turkistan Newsletter, vol. 101, 072, Au (...)
  • 692 LELYVELD, M., “Caspian: slow progress on pipelines raises concerns” , RFE/RL, January 27, 2000. Les (...)
  • 693 CUTLER, R., “The Baku-Tbilisi-Ceyhan pipeline: off the drawing-boards and into the field”, The Anal (...)
  • 694 “Radio Interview with Sheverdnadze: Baku-Ceyhan to go forward”, BBC, February 27, 2001.
  • 695 COE, C., “BP’s John Browne sees BTC and Shah-Deniz pipelines move forward”, AGOC, vol. 6, issue 14, (...)
  • 696 “Georgian president discusses Caspian oil, gas transit”, RFE/RL Newsline, December 18, 2001.
  • 697 “Kashagan oil field can grow into legend”, AGOC, vol. 6, issue 9, May 8, 2001.
  • 698 Voir “International lenders keen to invest in Baku-Ceyhan oil pipeline”, AGOC, vol. 7, issue 2, Jan (...)
  • 699 “None of Oil Export Routes can do without Kazakh Oil- PM”, Interfax, January 24, 2002.
  • 700 LELYVELD, M., “Nazarbaev to Seek Balance Between US, Russia On” , RFE/RL, December 7, 1999.
  • 701 “Baku-Ceyhan sponsor group presents plan to Russian companies”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2 (...)
  • 702 Le 4 février 2002, le Premier Ministre kazakh, Qasymzhomart Toqaev, a toutefois réaffirmé lors d’un (...)

31Après bien des reports et des vicissitudes, un accord très médiatisé sur la finalisation de ce projet a été conclu à Istanbul le 18 novembre 1999 entre l’Azerbaïdjan, la Géorgie, le Turkménistan et la Turquie, avec le soutien de Washington690. Mais la conclusion de cette convention ne réglait pas tous les problèmes. Chaque État de transit possédait en effet ses propres intérêts qui ne s’accordaient pas forcément avec ceux de ses voisins. La Géorgie, qui est progressivement apparue comme un pays clé pour le désenclavement des productions caspiennes691, a ainsi posé des conditions importantes au transit par son territoire du projet BTC692. Ces questions entre la Géorgie et l’Azerbaïdjan ont été réglées au cours de l’année 2000693. En 2001, les signes encourageants se sont multipliés quant aux chances de développement de ce projet694. En juin 2001, BP déclarait que after very thorough initial studies, we are announcing that we are ready to move to the detailed engineering stage, with the aim of beginning work in the next year on a line from Baku via Tbilisi to Ceyhan which will be capable of carrying 1 mm bpd695. Fin décembre 2001, David Woodward, président de l’AIOC affirmait à son tour que if enough sponsors are found for that project, construction could begin in June 2002, and the pipeline could be operational in 2004696. A leur tour, contrairement à leurs prises de positions précédentes, les compagnies pétrolières comme Chevron, Shell, TotalFinaElf et ENI ont exprimé leur intérêt pour ce projet. Les découvertes réalisées dans le champ offshore de Kashagan, situé dans le secteur Kazakh de la mer Caspienne ont ouvert la perspective de réserves pétrolières importantes disponibles pour l’exportation697. Cet élément, ajouté aux perspectives de Shah-Deniz, a encore accru les chances de rentabilité de la ligne BTC. Les prévisions quant à l’augmentation du prix du pétrole dans l’avenir pourraient également avoir joué un rôle important dans les calculs des compagnies pétrolières, en faveur du développement de ce projet. Ces facteurs économiques expliquent sans doute leur revirement. Le problème crucial du financement de cette ligne continue cependant à se poser. Son coût a en effet été estimé à 2,9 milliards de dollars, mais pourrait être plus élevé. Ici également, des signes encourageants sont apparus en 2001698. Mais les institutions financières pressenties pour assurer le financement de la ligne ont insisté sur la rentabilité commerciale du projet. Or, malgré les perspectives de Shah-Deniz, certains observateurs continuent à penser que la profitabilité de la ligne ne peut en fait être assurée que grâce au transport des productions kazakhes699. Un auteur résumait la situation en 1999 : “The problem is that the pipeline to be built by 2004 is designed to carry 1 million barrels of oil per day from the offshore development of the Azerbaijan International Operating Company. But the peak volumes from the AIOC consortium will reach only 800 000 barrels per day sometime after 2005. Returns from other ventures in Azerbaijan’s offshore sector have primarily been gas, forcing US officials to turn toward Turkmenistan and Kazakhstan for added oil volumes to make the plan work. Because oil output in gasrich Turkmenistan remains modest, attention has focused on Kazakhstan, where there are hopes that the Caspian shelf will yield volumes even greater than the giant oilfield at Tengiz700. Avec la confirmation du potentiel pétrolier du Kazakhstan, les compagnies pétrolières membres du groupe favorisant le projet BTC ont proposé en novembre 2001 de relier l’oléoduc Bakou-Ceyhan à la ligne CPC, en construisant un pipeline de raccordement CPC-Makhachkala-Bakou. Une partie de la production kazakhe de pétrole pourrait de ce fait transiter par l’oléoduc BTC. Cette proposition a le mérite d’associer la Russie au projet701. En prenant en considération les intérêts russes, elle pourrait réduire la perception selon laquelle la ligne Bakou-Ceyhan est essentiellement un projet politique tourné contre la Russie. Moscou ne s’est pas encore décidée sur l’attitude à adopter par rapport à cet oléoduc. De même, Astana ne s’est pas non plus engagée clairement dans cette voie702.

  • 703 “Azerbaijan’s elite guards to protect Shah-Deniz pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 21, November 7, 200 (...)
  • 704 XORBAKOV, I., “A new security arrangement takes shape in the South Caucasus”, Eurasia Insight, Janu (...)
  • 705 “United States expands anti-terrorism war to Georgia”, Stratfor, February 22, 2002 et PEUCH, J.-C., (...)
  • 706 Voir JARREAU, P., « Un lien obligé avec les Etats-Unis », Le Monde, 2 mars 2002.
  • 707 Idem.
  • 708 Expression forgée in KEMP, G., HARKAVY, R., Strategic Geography and the Changing Middle East, op. c (...)

32Outre ces éléments, nous avons vu que les risques politiques liés au développement du BTC n’étaient pas négligeables. Le tracé prévu pour cet oléoduc traverse en effet des régions instables. Pour faire face aux risques en matière de sécurité, des solutions militaires ont été avancées. L’Azerbaïdjan a proposé de déployer des troupes d’élite le long des futures lignes. De même, la mise sur pied d’une force spéciale de l’Otan pour la protection des infrastructures a été évoquée par les régimes caucasiens703. La Turquie pourrait également être mise à contribution en se chargeant de la protection d’une partie des infrastructures de transports. Mais cette dernière solution, envisagée tant par Bakou que par Tbilissi et Ankara, risque de rencontrer l’opposition de Moscou et de Téhéran704. Enfin, dans le cadre de la campagne antiterroriste lancée en 2001, l’annonce en février 2002 d’un déploiement de troupes américaines en Géorgie introduit un nouvel élément important705. Dans l’hypothèse d’une présence prolongée des Etats-Unis dans la zone, la situation socio-politique de la Géorgie pourrait se stabiliser. La sécurité des lignes BTC et BTE en sortirait renforcée. D’un point de vue géopolitique, le gain obtenu par une installation prolongée en Géorgie pourrait être très substantiel pour les États-Unis. Cette installation pourrait s’inscrire dans le cadre d’une redéfinition de la stratégie américaine au Moyen-Orient. En effet, les événements du 11 septembre ont mis en lumière des problèmes importants dans les relations entre Washington et Riyad. Bien entendu, les États-Unis possèdent trop d’intérêts en Arabie Saoudite pour se désintéresser de ce pays. Cependant, au regard des événements du 11 septembre, la présence de quelque quatre mille huit cents soldats américains et 200 avions sur la base du Prince Sultan, à Al-Kharg dans le désert saoudien, s’est avérée contre-productive. Elle a en effet alimenté les critiques de Ben Laden à l’égard du pouvoir saoudien, critiques qui, il faut le souligner, ont recuilli un écho favorable dans une partie de la population du Royaume. Cette dernière est en effet de plus en plus hostile à Washington au point que Chas Freeman, ancien ambassadeur des Etats-Unis à Riyad, évoque le risque que la famille royale saoudienne « juge aujourd’hui l’alliance américaine plus dangereuse que protectrice pour son autorité sur le royaume »706. D’un autre côté, le rôle obscur de l’Arabie Saoudite dans les événements du 11 septembre a jeté le trouble dans l’opinion publique américaine. Il faut souligner qu’outre le fait qu’Oussama Ben Laden appartienne à une des plus riches familles du royaume et que quinze des dix-neuf terroristes qui ont perpétré les attaques contre les tours du World Trade Center de New York et contre le Pentagone à Washington étaient de nationalité saoudienne, le financement du réseau Ben Laden a peut-être également été alimenté par des membres des grandes familles saoudiennes à travers des associations caritatives707. Dans ces conditions, non seulement la présence de troupes américaines sur le sol saoudien s’est révélée politiquement dangereuse, mais en plus, son efficacité militaire est également discutable. Le poids de ses intérêts dans la région du golfe Persique devrait inciter Washington à réfléchir au meilleur moyen de les préserver à long terme. C’est dans ce contexte que l’on peut examiner l’hypothèse d’une redéfinition de la stratégie américaine. L’établissement de bases militaires le long d’un axe Asie centrale-Caucase, couplé à un retrait progressif de ses troupes de l’Arabie Saoudite, permettrait à Washington non seulement de réduire les risques politiques liés à la présence de ses troupes dans le Royaume saoudien, mais aussi de redéployer efficacement son dispositif de sécurité autour de l’« ellipse énergétique stratégique » de la planète708. Le contrôle américain sur les principales sources d’approvisionnement pétrolier du monde golfe Persique et région Caspienne représentent ensemble 70 % des réserves prouvées de pétrole de la planète , pourrait ainsi sortir renforcé de ce redéploiement militaire dans le Caucase. En effet, au maintien de son contrôle sur les voies maritimes du golfe Persique et de l’océan Indien grâce à sa flotte et sa base de Diego Garcia, Washington joindrait celui des voies de désenclavement terrestres du pétrole de la Caspienne. Sans toutefois mettre en cause les rapports privilégiés entre Washington et Riyad, l’éventuel retrait progressif des troupes américaines d’Arabie Saoudite pourrait réduire les risques politiques liés à la présence américaine sur le sol saoudien, tout en renforçant le régime de Riyad face à ses détracteurs.

  • 709 NOUGAYREDE, N., « Vladimir Poutine approuve la présence militaire américaine en Géorgie », Le Monde (...)
  • 710 LAYTON, S., Russian literature and Empire. Conquest of the Caucasus from Pushkin to Tolstoy, Cambri (...)
  • 711 HIRO, D., “Iran faces regional en circlement”, MEI, June 28, 2002 , pp. 27 et 29.

33On peut toutefois se demander si les attentats du 11 septembre ne devraient pas amener les Etats-Unis à s’interroger davantage sur la nature sclérosée du régime saoudien et sur la fragilité des liens qui unissent l’Amérique à ce pays pourtant considéré comme un allié privilégié. Il est néanmoins encore un peu tôt pour connaître les véritables intentions des Etats-Unis. Il est clair qu’au Caucase en tout cas, un déploiement militaire américain de longue durée serait bien accueilli par la Géorgie, l’Azerbaïdjan et la Turquie. La Russie, mais surtout l’Iran, risquent pour leur part d’être beaucoup moins enthousiastes. En effet, une percée stratégique de Washington dans cet espace modifierait considérablement son équilibre géopolitique. Elle pourrait tout d’abord provoquer des tensions dans les relations avec la Russie. Même si le Président russe ne semble pas rejeter a priori l’idée de voir des Américains en Géorgie car de cette manière Washington s’engage en quelque sorte dans la lutte contre le séparatisme tchétchène , il pourrait être contesté au sein de l’appareil politico-militaire russe et dans l’opinion publique. Le ministre russe des affaires étrangères, Igor Ivanov, s’est par exemple déclaré préoccupé et a estimé qu’une « implication directe de militaires américains » en Géorgie pourrait « compliquer encore la situation dans la région »709. Beaucoup de Russes perçoivent en effet le Caucase comme une région intimement liée à leur histoire et se refusent à voir Washington succéder à Moscou dans cette zone710. L’Amérique pourrait également être accusée de tenter d’encercler militairement la Russie. Dans le cas de l’Iran, une implantation américaine en Géorgie, même si cette dernière ne possède pas de frontière commune avec la République islamique, sera perçue comme une menace directe pesant sur la sécurité du régime. Ce dernier se retrouvera, dans cette hypothèse, encerclé par le dispositif militaire de Washington (Asie Centrale-Caucase- zone du golfe Persique, Turquie, et enfin Afghanistan)711. Les Etats-Unis pourraient avoir du mal à faire admettre leur présence dans cet espace s’ils s’engagent dans cette voie.

  • 712 Voir details in US Energy Information Administration, “Turkey: Environmental Issues”, March 2000 in (...)
  • 713 Voir le site de l’organisation “Peace with Nature” in (www.dogailebaris.org.tr/IndexEng.htm).
  • 714 Cite in ERGINSOY, A., “Kazakh oil faces a difficult passage through Turkish waters”, Eurasia Insigh (...)

34Pour en revenir au projet Bakou-Tbilissi-Ceyhan, il faut porter à son crédit le fait que, contrairement aux voies de désenclavement débouchant sur la mer Noire (Bakou-Supsa, Bakou-Novorossiisk, CPC), le pétrole transporté par cette ligne évitera de franchir le Bosphore déjà engorgé. On compte en effet que chaque année, 45 000 vaisseaux le traversent, soit un navire toute les douze minutes, ce qui crée un risque écologique très important pour la ville d’Istanbul. Entre 1988 et 1992, 155 collisions ont été enregistrées. La plus grave s’est produite en mars 1994. A la suite d’une collision avec un autre navire, le pétrolier Nassia a laissé échapper environ 20 000 tonnes de pétrole dans le Bosphore, menaçant directement Istanbul, qui compte 12 millions d’habitants. La catastrophe n’a pu être évitée que grâce à l’orientation favorable des vents. En décembre 1999, un autre navire, russe cette fois, s’est brisé en deux au sud d’Istanbul, laissant s’échapper 4 300 tonnes de pétrole dans la mer de Marmara712. Avec l’accroissement continu du trafic, le risque d’accident augmente également, ce dont se sont inquiété le gouvernement turc et les organisations de protection de l’environnement en Turquie713. Cette raison est invoquée par la Turquie pour promouvoir la ligne BTC et exercer des pressions sur les projets débouchant sur la mer Noire. Ainsi, le ministre des transports maritimes turcs, Ramazan Mirzaoglu a déclaré en mars 2001 que la Turquie could invoke concessions wrested front the International Maritime Organization (IMO) in 1994 to try to regulate a rise in shipping traffic arising from Kazakh oil, perhaps by staggering the number of passages714. Pour lui, les détroits turcs sont proches de la saturation. Il faudra donc trouver une autre solution pour le désenclavement du pétrole kazakh que les lignes débouchant sur la mer Noire.

  • 715 TACIS, “Inogate programme: complementary feasibility studies for oil and gas from the Caspian sea r (...)
  • 716 Voir CUTLER, R., “Increasing complexity in the evolving Caspian pipeline network”, AGOC, vol. 6, n° (...)

35La Russie conteste cette argumentation. Pour elle, il s’agit simplement d’un instrument politique visant à promouvoir le projet BTC au détriment d’autres voies. Moscou a favorisé pour sa part la route du Nord vers Novorossiisk pour le pétrole azerbaïdjanais. Une nouvelle ligne d’une capacité de 1 mb/j entre Bakou et Novorrossiisk pourrait être envisagée. De même, dans le contexte de l’accroissement de la production pétrolière du Kazakhstan, Moscou considère que la ligne CPC pourrait être étendue. Outre le projet BTC et les options à travers la Russie, l’étude d’une nouvelle ligne entre Bakou et Supsa a été menée par l’Union européenne dans le cadre du programme Tacis715. L’oléoduc principal de désenclavement des productions pétrolières de la Caspienne pourrait ainsi partir du terminal de Sangachal près de Bakou, pour rejoindre le terminal de Supsa en Géorgie en suivant le même tracé que la ligne déjà existante entre Bakou et Supsa (835 km). Sa capacité de transport serait de 50 Mt par an. L’option vers Supsa, quelle que soit sa nature (nouveau pipeline ou extension de la ligne existante), semble avoir la préférence de certains en Géorgie, car elle permettrait à Tbilissi de raffiner une partie de la production de l’AIOC et donc d’exporter des produits finis vers l’Europe, ce qui est plus rentable716.

  • 717 D’après TACIS, “Inogate programme: complementary feasibility studies for oil and gas from the Caspi (...)

38. Comparaison des coûts de transports de pétrole717 (pour un oléoduc transportant 50 Mt de pétrole par an)

38. Comparaison des coûts de transports de pétrole717 (pour un oléoduc transportant 50 Mt de pétrole par an)
  • 718 Idem, F-page 24.
  • 719 Idem, F-page 22.

36Au terme de l’étude menée par l’Union européenne, il apparaît que la ligne Bakou-Supsa-Bosphore-Trieste est la moins chère (10,32 dollars américains la tonne pour un oléoduc de 50 Mt par an) de celles qui sont envisagées pour désenclaver le pétrole de la Caspienne vers l’Europe. Les auteurs de cette étude signalent également que le transport de pétrole par n’importe quelle route partant de Bakou vers Supsa est plus économique que le transport par une ligne entre Bakou et Novorossiisk (environ 0,90 US $ la tonne moins chère)718. Cependant, comme le pétrole doit franchir par pétrolier le détroit déjà très encombré du Bosphore, ces auteurs rappellent qu’une ligne de contournement devrait être envisagée719. Si la question de l’encombrement du Bosphore est prise en considération, le projet BTC redevient alors équivalent à la ligne Bakou-Supsa-Constantza-Trieste, la moins chère de celles qui évitent ce détroit. Ce dernier élément constitue un argument de poids en faveur de cette ligne.

39. Les routes d’exportation pour le pétrole de la Caspienne évitant le Bosphore

39. Les routes d’exportation pour le pétrole de la Caspienne évitant le Bosphore

37Au-delà de ces propositions de transport en direction du marché européen, il faut encore signaler que l’Iran a également envisagé la mise en place d’un oléoduc entre l’Azerbaïdjan et Tabriz. TotalFinaElf a ainsi proposé la construction d’une ligne d’une capacité de 200 000 à 400 000 b/j pour le désenclavement des productions futures de Bakou. Mais malgré son faible coût par rapport au projet BTC, cette proposition se heurte au veto de Washington.

  • 720 “Azerbaijan may sell part of its stake in export pipeline project”, RFE/RL Newsline, January 25, 20 (...)

38Des observateurs aussi bien informés que R. Cutler pensent désormais que le projet Bakou-Tbilissi-Ceyhan devrait voir le jour. L’argument économique, obstacle majeur au projet, paraît avoir perdu un peu de son acuité du fait des perspectives pétrolières de Shah-Deniz et de celles du Kazakhstan. Le soutien de la nouvelle administration américaine lui est également acquis. Malgré l’incertitude quant au devenir de ces nouvelles relations, nous avons vu que le rapprochement entre la Russie et les États-Unis accroît également les chances de ce projet. Si ce dernier voit finalement le jour, l’Azerbaïdjan comme la Géorgie verront leur indépendance politique et leur économie renforcées. Au cas où la Russie déciderait finalement d’autoriser ses compagnies à participer au projet l’Azerbaïdjan a annoncé fin janvier 2002 qu’il pourrait vendre les 20 % des parts du projet qu’il possède720 , elle pourrait non seulement tirer profit commercialement de cette infrastructure mais en outre maintenir, à moindre coût, une influence importante sur la région. De plus, en s’associant au développement régional, elle favoriserait l’établissement d’un climat de coopération qui lui permettrait d’utiliser pleinement les avantages dont elle jouit dans la région (proximité géographique, connaissance du terrain, le fait que le russe demeure lingua franca de la zone, etc.). Ainsi, par le biais de l’essor des relations économiques, elle pourrait finalement mieux asseoir son influence politique.

b. Le Kazakhstan

  • 721 US Energy Information Administration, July 2001 in (www.da. doe.gov/emeu/cabs/caspgrph.htm#TAB1).

40. Les projets d’oléoducs à partir du Kazakhstan721

40. Les projets d’oléoducs à partir du Kazakhstan721
  • 722 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 723 US Energy Information Administration, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspgrph.html#TAB1).
  • 724 Consortium dont les parts étaient détenues par Exxon Mobil (14,3 %), Royal Dutch/Shell Group (14,3  (...)
  • 725 LELYVELD, M., “Coastal oil discovery confirmed”, RFE/RL, 25 July, 2000.
  • 726 JONES, M., “OKIOC finds oil and gas”, Financial Times, July 24, 2000.
  • 727 “Kashagan East-2 well in Caspian Sea flows 7,400 b/d of oil”, OGJ Online, October 22, 2001.
  • 728 “AgipKCO issues figure for Kashagan reserves”, AGOC, vol. 7, issue 3, February 6, 2002.
  • 729 Voir OGJ, “Development planned for commercial Kashagan field”, OGJ Online, June 28, 2002.

39Les réserves prouvées de pétrole au Kazakhstan sont estimées par BP Amoco à 1 100 Mt (soit 8 milliards de barils)722. Selon l’administration américaine cependant, les réserves « possibles » de pétrole du pays seraient bien plus importantes. Elle cite le chiffre de 92 milliards de barils723. Les réserves kazakhes équivaudraient ainsi à celles de l’Iran ou du Koweït. Ces dernières années, c’est surtout la structure offshore de Kashagan qui a relancé les spéculations quant à l’importance des réserves du Kazakhstan. Les premiers résultats de la campagne d’exploration de cette structure située à 75 km au sud-est de Atyrau sur la mer Caspienne étaient prometteurs. Le consortium OKIOC (Offshore Kazakhstan International Operating Co)724, devenu en août 2001 AgipKCO (Agip Kazakhstan North Caspian Operating Company), car Agip est désormais le seul opérateur, avait officiellement annoncé le 24 juillet 2000 avoir découvert du pétrole de bonne qualité ainsi que du gaz dans le cadre de sa campagne d’exploration de la structure de Kashagan Est. Il s’agissait de la première découverte de pétrole offshore du secteur kazakh de la mer Caspienne. OKIOC a poursuivi sa campagne d’exploration, en testant cette fois, la structure de Kashagan Ouest situé, à 40 km de la structure orientale du champ, puis une deuxième structure à Kashagan Est. Alors que le consortium demeurait prudent quant à l’importance des réserves contenues dans cette structure, les autorités kazakhes faisaient preuve dès le départ de beaucoup moins de retenue. Le président de Kazakhoil avait ainsi estimé les réserves pétrolières du champ à 7 milliards de tonnes de pétrole au minimum725. D’autres sources kazakhes évaluaient les réserves de cette structure à plus de 50 milliards de barils, c’est-à-dire des réserves largement supérieures à celles du champ de Tengiz (6 milliards de barils). Avec de telles réserves, la structure de Kashagan devenait le second champ pétrolifère du monde, derrière le champ onshore de Gwadar situé en Arabie Saoudite, ce qui permettait au président kazakh de déclarer que son pays allait rivaliser avec Riyad en 2015 en produisant 8 millions de b/j726. Les trois puits tests (Kashagan Est-1, Kashagan Ouest-1, Kashagan Est-2) forés par ENI Spa en 2000-2001 ont révélé la présence de pétrole dans la structure de Kashagan727. Outre les estimations kazakhes, les observateurs pensaient que Kashagan pouvaient contenir entre 5 et 12 milliards de tonnes de réserves recouvrables de pétrole. AgipKCO a pour la première fois annoncé en janvier 2002 que les réserves de cette structure s’élevaient à 235 Mt (ou 1,715 milliard de barils) de pétrole, ce qui avait jeté un froid728. En juin 2002, il a cependant été officiellement annoncé que le champ de Kashagan pourrait contenir des réserves évaluées entre 7 et 9 milliards de barils, ce qui est certes important mais cependant moins considérable que les chiffres annoncés par les autorités kazakhes729. La production pétrolière du Kazakhstan disponible pour l’exportation sera plus modeste que les chiffres avancés par le président Nazarbaev.

  • 730 “Report on 2001 Russian oil output and exports”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.
  • 731 “Kazakhstan reports on oil output and exports”, AGOC, vol. 7, issue 3, February 6, 2002.

40Au début des années 1990, la production pétrolière kazakhe s’élevait à 550 000 b/j. Après une chute enregistrée à partir de 1993, le plancher a été atteint en 1994 avec 430 000 b/j , elle a rebondi à partir de 1997. En 2000, elle a atteint 745 000 b/j et est passée à 802 700 b/j en 2001 (soit 39,97 Mt). Astana occupe désormais le second rang dans la production pétrolière de l’espace de l’ex-URSS, loin derrière la Fédération de Russie (6,99 mb/j en 2001730). En 2001, la production s’est concentrée dans cinq champs (TengizChevrOil TCO) (12,5 Mt soit 250 000 b/j), Mangistaumunaigaz (4,4 Mt soit 88 500 b/j), Uzenmunaigaz (4,1 Mt soit 83 700 b/j), Karachaganak Petroleum Operating (KPO) (4 Mt soit 80 200 b/j) et Hurricane Kumkol Munai (3,6 Mt soit 72 600 b/j))731.

41Pour l’avenir, l’accroissement de la production kazakhe devrait provenir principalement de trois champs : Tengiz, Karachaganak et Kashagan. Concernant Kashagan, l’administration américaine pense que ce champ devrait entrer en activité en 2005 avec une production estimée à 100 000 b/j. D’autres sources pensent que 5 à 10 ans sont nécessaires pour mettre en exploitation ce champ offshore. Pour Washington, l’accroissement futur de la production devrait placer le Kazakhstan parmi les cinq producteurs de pétrole les plus importants du monde. Il faut cependant rester prudent face à l’incertitude qui entoure encore les réserves totales du champ de Kashagan et leur exploitabilité.

  • 732 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

42Selon Washington, la production pétrolière du pays devrait atteindre 925 000 b/j en 2002, 1,2 mb/j en 2005 et potentiellement 3 mb/j en 2010. L’étude réalisée par Wood Mackenzie fin 2001 donne toutefois des chiffres plus modestes puisque, selon elle, Astana pourrait produire 2,5 mb/j en 2015732. Un important excédent pétrolier exportable sera dès lors dégagé dans l’avenir. Mais comme l’Azerbaïdjan, Astana se trouve confrontée au problème de l’enclavement géographique. Il lui faut donc trouver des voies de désenclavement pour le transport vers le marché international de sa production d’hydrocarbures. Cette dernière joue en effet un rôle substantiel dans l’économie du Kazakhstan puisque, selon le ministre de l’Economie et du Commerce, les revenus pétroliers représentent environ 30 % du budget du gouvernement.

  • 733 “Report on 2001 Russian oil output and exports”, op. cit.
  • 734 “Kazakhstan reports on oil output and exports”, op. cit.
  • 735 Le “Baltic Pipeline System (BPS)” est un nouveau système d’oléoducs russes destinés à l’exportation (...)
  • 736 US Energy Information Administration, “Country Briefing, Kazakhstan”, January 2002 in (www.eia.doe. (...)
  • 737 Idem.
  • 738 BERNIKER, M., “Caspian pipeline powers Kazakhstan’s oil export”, Eurasia Insight, February 25, 2002

43Théoriquement, la géographie offre plusieurs possibilités à Astana pour assurer le désenclavement de sa production. Cependant, malgré dix ans d’indépendance, la majorité de la production pétrolière kazakhe continue jusqu’à présent de transiter quasi exclusivement par la Russie. Ainsi en 2001, selon Moscou, le Kazakhstan aurait exporté 270 000 b/j à travers son territoire733. Outre les transports par routes et chemins de fer, Astana utilise trois oléoducs d’exportation à travers le territoire de la Russie (la ligne Atyrau-Samara, l’oléoduc Kenkyak-Orsk et depuis 2001 le pipeline CPC entre Tengiz et Novorossiisk). Jusqu’à présent, l’oléoduc le plus important relie Atyrau et Mangistau dans la région nord de la Caspienne à Samara en Russie. Sa capacité initiale de 240 000 b/j a été accrue récemment pour atteindre 310 000 b/j. Cet oléoduc Uzen-Atyrau-Samara a transporté en 2001 la majorité de la production pétrolière du Kazakhstan (les exportations totales d’Astana se seraient élevées à 558 000 b/j en 2001 contre 473 000 b/j en 2000, soit environ 70 % de sa production totale qui a atteint 803 000 b/j en 2001). Un accord intergouvernemental conclu entre Astana et Moscou prévoit que le Kazakhstan devrait exporter 15 Mt de brut via la ligne Atyrau-Samara en 2002-2003. Les volumes devraient être portés à 19 Mt en 2004, 22 Mt en 2005 et 25 Mt en 2006734. Ces dernières années, les exportations kazakhes avaient été affectées par les quotas imposés par Moscou, le pétrole du Kazakhstan entrant en compétition avec les productions de la Russie. En 2000, cependant, les quotas avaient été accrus pour atteindre 170 000 b/j. En novembre 2001, le président Nazarbaev a proposé à son homologue russe de négocier un accord de longue durée sur le transport du pétrole kazakh à travers le territoire russe. Pour assurer la rentabilité du “Baltic Pipeline System (BPS)”735 récemment mis en place, Moscou serait désormais plus intéressée qu’auparavant par un transit à long terme du pétrole kazakh par son territoire736. Cette complémentarité potentielle pourrait accroître la coopération entre les deux États. D’un point de vue géostratégique, Moscou renforcerait donc son rôle de pays de transit pour les productions du Kazakhstan. Outre l’oléoduc Atyrau-Samara, elle contrôle également la ligne Kenkyak-Orsk, qui transporte le pétrole de l’ouest du Kazakhstan vers la Russie. Cet oléoduc relie Aktyubinsk à la raffinerie russe d’Orsk. Sa capacité est de 130 000 b/j737. En outre, en 2002, le Kazakhstan prévoit d’exporter 50 000 à 60 000 b/j de pétrole grâce à la ligne Makhachkala-Tikhorestk-Novorossiisk. Le pétrole sera transporté par barges du port kazakh de Aqtau au port russe de Makhachkala pour ensuite emprunter la ligne vers Novorossiisk. Enfin, depuis mars 2001, le projet CPC reliant Tengiz à Yuzhnaya Ozereyevka près de Novorossiisk sur la mer Noire est également entré en fonction. La mise en place de cette ligne, en réduisant considérablement le goulot d’étranglement en matière d’infrastructures de transport, devrait inciter les compagnies pétrolières à accélérer l’exploitation des réserves d’hydrocarbures du Kazakhstan738.

  • 739 “Kazakhstan seeks new crude oil export routes”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

44Le premier pétrolier alimenté par le pétrole kazakh livré à travers le projet CPC a été chargé dans le port russe en octobre 2001. Le consortium CPC espère transporter 20 Mt de pétrole kazakh en 2002 (400 000 b/j). La ligne devrait atteindre une capacité de transport maximale (environ 1,34 mb/j) aux alentours de 2015. Avec l’entrée en service du projet CPC, le Kazakhstan dispose aujourd’hui d’infrastructures suffisantes pour le transport de sa production pétrolière actuelle vers le marché international. Selon des responsables kazakhs, cette situation devrait perdurer dans les 5 à 8 ans à venir, le projet CPC ayant la capacité potentielle de transporter les nouvelles productions pétrolières du Kazakhstan739.

  • 740 “Turkey believes CPC pipeline to make Bosporus traffic even worse”, AGOC, vol. 6, issue 24, Decembe (...)
  • 741 Voir “Tengiz-Novorossiisk pipeline to not cause overload of Black-Sea straits”, AGOC, vol. 6, issue (...)

45C’est dans le cadre de la mise en exploitation du champ offshore de Kashagan, après 2005, que la construction d’un autre oléoduc de désenclavement doit être envisagée. L’entrée en fonction du CPC permet à la Russie de contrôler, pour les 5 à 8 ans à venir, le transit de la production kazakhe. Néanmoins, les infrastructures de transports pour l’écoulement du pétrole du Kazakhstan à travers le territoire russe aboutissent sur la mer Noire, ce qui inquiète Ankara. La Turquie a ainsi récemment rappelé le problème que pose la croissance du transport maritime à travers les détroits740. Moscou pour sa part conteste ce problème en raison notamment du développement de projets de contournement évitant le passage par le Bosphore. La Russie continue donc de considérer que l’argumentation de la Turquie cache en fait des motivations essentiellement politiques741.

46Dans l’optique de la nécessité du désenclavement de sa production pétrolière future, Astana envisage la mise en place d’autres lignes. Il s’agit de diversifier ses voies de désenclavement, sans doute pour contrebalancer le monopole russe sur le transit de ses productions. Plusieurs options s’offrent à Astana. Ainsi, un oléoduc transcaspien pourrait être construit entre le Kazakhstan et l’Azerbaïdjan, reliant Aqtau à Bakou. Cette ligne serait ensuite connectée à la ligne Bakou-Tbilissi-Ceyhan. Mobil, Shell, et Chevron conduisent une étude de faisabilité sur ce projet depuis 1998.

  • 742 GLEASON, G., “Kazakhstan seeks to break Eurasian transport logjam”, Eurasia Insight, September 13, (...)
  • 743 LELYVELD, M., “Kazakhstan: conflicting reports raise doubts on claims for oil routes”, RFE/RL, Dece (...)
  • 744 Idem. Voir également les déclarations du ministre kazakh des Affaires étrangères lors du sommet du (...)
  • 745 KILLGORE, A.I., “Kazakhstan supports Iran pipeline route: is Israel’s Turkish route doomed?”, Washi (...)
  • 746 FLETCHER, S., “Nazarbaef soft-pedals Iranian pipeline route”, OGJ Online, December 20, 2001.

47Indépendamment de ce projet, nous avons vu que les compagnies pétrolières membres du groupe favorisant le projet BTC ont récemment proposé de relier l’oléoduc Bakou-Ceyhan à la ligne CPC en construisant un pipeline de raccordement CPC-Makhachkala-Bakou. Cette ligne aurait le mérite d’éviter des investissements lourds pour la mise en place d’un oléoduc sous-marin à travers la Caspienne, d’associer Moscou au projet et d’assurer les quantités de pétrole nécessaires à la rentabilité du projet BTC. Dans l’état actuel de l’information, Astana ne semble pas encore s’être prononcée par rapport à cette proposition. Elle ne s’est pas non plus engagée clairement en faveur de l’option Bakou/Tbilissi/Ceyhan. Au cours de ces dernières années, elle a tantôt exprimé son soutien, tantôt ses doutes quant à cette option, entretenant l’incertitude autour de ses intentions. Ainsi, le 28 août 2000, le Secrétaire américain à l’énergie Bill Richardson annonçait qu’Astana acceptait le transport de son pétrole à travers le projet BTC742. En octobre, le président Nazarbaev déclarait à son homologue turc à propos du projet BTC “we will support the project by supplying 15 million tons of crude oil from our newly opened reserves743. Deux mois plus tard, Astana annonçait au contraire le début d’une étude de faisabilité pour un projet d’oléoduc à travers l’Iran744. Le 9 décembre 2001, Nazarbaev invitait également Colin Powell en visite à Astana à envisager la voie iranienne pour le désenclavement du pétrole kazakh745. Quelques jours après cette rencontre, le président Nazarbaev, en visite à Houston, déclarait que cette option à travers l’Iran n’en était qu’une parmi d’autres, laissant planer le doute sur sa position au sujet du BTC746. Enfin, le 21 décembre 2001, les présidents Bush et Nazarbaev publiaient une déclaration commune jetant les bases d’une coopération renouvelée entre leurs deux pays et qui rappelait le soutien au développement du pipeline d’exportation Aqtau-Bakou-Tbilissi-Ceyhan “cm commercial terms”. La balance penche actuellement du côté du projet BTC, mais rien ne permet encore d’affirmer que c’est cette option qui sera finalement retenue par Astana. Le doute subsiste donc quant à la volonté du Kazakhstan de s’associer à ce projet.

48Le flou entretenu par Astana peut s’expliquer par divers facteurs. D’un point de vue strictement économique, la voie iranienne est plus compétitive et plus rapide à mettre en place que le projet BTC. On notera cependant que le fait d’écouler la production kazakhe par l’Iran entraînerait le renforcement du rôle du golfe Persique en tant que « cœur pétrolier » de la planète dans les années à venir, ce qui n’est pas forcément un argument positif en terme de sécurité de l’approvisionnement pour les Etats consommateurs. Autre élément d’un point de vue politique, il semble que la crainte d’indisposer le voisin russe joue un rôle non négligeable dans les hésitations d’Astana. Les autorités kazakhes n’ont aucun intérêt à provoquer la Russie en s’associant à un projet que Moscou a longtemps considéré, et que beaucoup de Russes considèrent encore, comme essentiellement anti-russe. La Russie dispose en effet d’un relais potentiel au Kazakhstan grâce à l’importante minorité russe installée dans le nord du pays. Aussi Astana doit-elle rester très prudente dans ses choix. Sa décision finale concernant le projet BTC dépendra sans doute de l’évolution des relations entre Washington et Moscou. Nous avons vu que le climat consécutif à l’intervention américaine en Afghanistan pourrait rapprocher les positions entre les deux pays et faciliter la mise en place du projet BTC. La participation de la Russie à ce projet, par l’intermédiaire de ses compagnies pétrolières, pourrait être la clé du déblocage de la situation. Dans ce cas, il faudra encore régler un certain nombre de problèmes techniques et économiques.

49D’un point de vue technique, l’exportation de qualités différentes de pétrole à travers le même oléoduc pourrait poser des problèmes. Les productions kazakhes sont qualitativement supérieures à celles de l’Azerbaïdjan. En les mélangeant pour les transporter, on risque une perte de qualité et donc une perte financière pour Astana. Ce problème, de même que celui des quotas, des taxes et des frais de transit devra faire l’objet d’une négociation.

  • 747 “European investors in Kazakhstani oil still keen on Iranian export route”, AGOC, vol. 6, issue 23, (...)
  • 748 Voir “Working group to draft framework deal on Kazakhstan-Iran oil pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 1 (...)

50Dans l’éventualité d’un développement de cette infrastructure, l’autre option envisagée pour le pétrole kazakh, c’est-à-dire l’Iran, sera donc écartée. Des projets existent pourtant avec ce pays pour le pétrole kazakh. TotalFinaElf a ainsi proposé la construction d’un oléoduc entre le Kazakhstan et l’Iran via le Turkménistan747. Astana et Téhéran ont établi un groupe de travail destiné à examiner cette question. Cet oléoduc d’une longueur de 1 500 km pourrait s’étendre entre Tengiz et Kharg sur le golfe Persique en passant par Uzen puis Belek sur la côte orientale de la mer Caspienne, Téhéran, Qom et Isfahan748. Mais tout projet avec Téhéran rencontre l’opposition de Washington. Les compagnies pétrolières craignent de tomber sous le coup de la législation américaine qui pénalise les relations avec Téhéran dans le domaine de l’énergie. Pour cette raison, cette option est actuellement très hypothétique. Malgré les avantages économiques de cette voie de désenclavement, l’état des relations entre Téhéran et Washington n’incite pas à l’optimisme. L’option iranienne, malgré son intérêt, souffre donc d’un lourd handicap politique.

  • 749 R. Cutler note a ce propos, Kazakhstan’s oil swaps with Iran to the Persian Gulf over the last fiv (...)
  • 750 CUTLER, R.M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 8”, op. cit..
  • 751 “US may impose ILSA sanctions on builders of Iranian swap pipeline”, AGOC, vol. 5, issue 7, April 2 (...)
  • 752 “NIECC finishes work on first phase of Neka-Tehran oil pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 4, February 2 (...)
  • 753 Details in GADDY, D., “Iran expands Middle East influence into Caspian Sea”, OGJ, March 5, 2001.

51Pour essayer de contourner les sanctions américaines, l’Iran a essayé de développer un système de swap avec les républiques centrasiatiques. En 1996, Téhéran et Astana ont ainsi conclu un accord selon lequel 120 000 b/j de pétrole kazakh devaient être transportés jusqu’au port iranien de Neka sur la mer Caspienne. A partir de Neka, le pétrole kazakh devait être acheminé vers Tabriz pour y être raffiné. Il alimenterait ainsi les villes du nord de l’Iran. En échange, une quantité équivalente de pétrole iranien serait exportée pour le compte d’Astana à partir du golfe Persique vers le marché international. Cette option a cependant été lente à se concrétiser. Des difficultés liées à des désaccords sur le prix et la qualité du pétrole kazakh749, mais aussi des blocages politiques internes à la République islamique ont ralenti les échanges750. L’Iran a toutefois décidé en 2000 de développer ses infrastructures afin d’augmenter l’efficacité du système de swap avec l’Asie centrale. Pour régler le problème du traitement des productions kazakhes, Téhéran a ainsi entrepris d’adapter ses raffineries de Tabriz et Rey. Lorsque les travaux seront terminés, ces installations auront la capacité de traiter 337 000 b/j de pétrole kazakh. De plus, Téhéran a pris la décision de remettre en état un oléoduc de 390 km reliant Neka et Téhéran. En février 2000, la National Iranian Oil Company (NIOC) a conclu un accord de 100 millions de dollars avec un consortium chinois (Sinopec et CNPC) pour la réparation de cette ligne dont la capacité de transport de 175 000 b/j pourrait être étendue à 380 000 b/j751. La fin des travaux de la phase II est prévue pour le milieu de l’année 2002. La capacité de la ligne pourrait atteindre environ 117 000 b/j752, ce qui n’est pas négligeable. A la mi-février 2001, le Kazakhstan et le Turkménistan fournissaient environ 50 000 b/j à l’Iran depuis les ports de Turkmenbashi et Aqtau. Pour Téhéran, ces opérations pourraient porter dans l’avenir sur 315 000 b/j puis 425 000 b/j. L’Iran peut également encore accroître ses capacités de swap pour atteindre 700 000 b/j grâce au développement de trois nouvelles voies753.

  • 754 STAUFFER, T., “Caspian oil and gas-destined to remain orphaned?”, OPEC Bulletin, vol. XXX, n° 7, Ju (...)

52Malgré les blocages rencontrés dans la mise en œuvre des accords de swap, certains observateurs pensent que l’Iran constitue fondamentalement la meilleure voie de désenclavement pour le pétrole caspien et que ces opérations de swap pourraient être étendues sans grands investissements à 600 000 voire 800 000 b/j754. Enfin, il est évident qu’un changement politique dans les relations irano-américaines modifierait fondamentalement le paysage géopolitique de la région. Si la voie iranienne se concrétisait, Astana trouverait rapidement un moyen de contrebalancer le monopole de la Russie.

  • 755 Voir LEWIS, S., MYERS JAFFE, A., “Beijing’s oil Diplomacy”, Survival, vol. 44, n° l, Spring 2002, p (...)
  • 756 “Chinese oil corporation signs deal with Kazakh oil company”, Moscow Itar-Tass in ra/SSOV-97-155, J (...)
  • 757 “CNPC Wins Auction for Kazakh Oil Field Development”, Xinhua in FBIS-CHI-97-155, June 4, 1997.
  • 758 KUZOVNIKOV, S., “Chinese Win Bid In Kazakh Oil Tenders”, Moscow News, n° 46, November 27-December 3 (...)
  • 759 “Chinese compagny wins Kazak tender”, RFE/RL Newsline, vol. 1, n° 46, Part I, 5 June 1997.
  • 760 “Chinese dragon reaches Kazakhstan”, CDPSP, vol. XLIX, n° 39, October 29, 1997, pp. 19-20.
  • 761 WALKER, T, CORZINE, R., “China buys Dollars 4,3 bn Kazakh oil stake”, Financial Times, June 5, 1997
  • 762 D’après “Proposed Kazakhstan-China Oil Pipeline Described”, Moscow Interfax in FBIS-SOV-1999-0719, (...)
  • 763 “PRC Developing Transnational Oil Pipeline”, Xinhua in FBIS-CHI-1999-0520, 20 May 1999.
  • 764 “Oil extraction and oil consumption in China”, AGOC, vol. 6, issue 11, June 18, 2001.
  • 765 “CNPC-Aktobemunaigaz reports on oil output”, AGOC, vol. 6, issue 15, August 14, 2001.
  • 766 “Oil extraction and oil consumption in China”, op. cit.
  • 767 Selon un diplomate occidental, le Kazakhstan et la Chine interprètent différemment les accords de 1 (...)
  • 768 Idem.
  • 769 “China ready to build pipeline for Kazakhstani oil”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.
  • 770 “Kazakhstan seeks new crude oil export routes”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

53Enfin, potentiellement, Astana possède encore d’autres possibilités de désenclavement. Une des directions potentielles identifiées par les observateurs concerne l’Asie orientale. La demande asiatique en hydrocarbures devrait en effet croître considérablement dans l’avenir. Il faut ici relever le paradoxe des voies de désenclavement qui jusqu’à présent sont toutes orientées vers le marché européen, alors que les principaux marchés en croissance se trouvent en fait à l’est du Kazakhstan. Parmi les voisins orientaux proches de ce pays, la Chine a été identifiée comme un marché potentiel important pour les productions caspiennes. Pékin est d’ores et déjà le troisième pays consommateur de pétrole du monde derrière les États-Unis et le Japon. Sa consommation est encore appelée à croître dans l’avenir. Le pays pourrait ainsi consommer entre 6,2 mb/j et 8,1 mb/j en 2010. Étant donnée la stagnation de sa production nationale, la Chine pourrait ainsi être conduite à importer entre 3 mb/j et 4 mb/j de pétrole par an en 2010755. A la surprise des observateurs occidentaux, Pékin a effectué une percée au Kazakhstan dès 1997. En juin de cette année, la China National Petroleum Company (CNPC) a acquis 60 % des parts de la compagnie kazakhe Aktobemunajgaz756. L’accord prévoyait l’investissement de 4,3 milliards de dollars en 20 ans au Kazakhstan. Cet accord donnait à Pékin les droits exclusifs d’exploitation du champ de Aktyubinsk (nord-ouest du Kazakhstan). L’agence de presse officielle chinoise évaluait les réserves de ce champ à 590 Mt de pétrole et 220 milliards de m3 de gaz757. En septembre de cette même année, la CNPC a également investi 1,3 milliard de dollars dans un joint-venture avec la firme kazakhe Uzenmunigas pour le développement du champ pétrolifère de Uzen (ouest du Kazakhstan, péninsule de Mangyshlak). Les estimations des réserves de ce champ varient entre 130 et 200 Mt. Outre l’acquisition de champs pétrolifères, les accords de 1997 prévoient la construction de deux oléoducs pour le transport des productions de ces champs758. La première ligne devait transporter directement le pétrole kazakh vers le territoire chinois sur une distance d’environ 3 000 km. Le montant de ce projet a été estimé à 3,5 milliards de dollars759. La seconde ligne, d’une longueur de 1 000 km, devait également être construite par la CNPC pour relier le champ d’Uzen à l’Iran via le Turkménistan760. Le montant du projet a été évalué à 1 milliard de dollars. Officiellement, ces deux oléoducs devaient être opérationnels en 2002. Le coût total des investissements chinois au Kazakhstan (opérations d’extraction et de transport du pétrole) a été estimé à 9,5 milliards de dollars. Les opérations au Kazakhstan constituaient le plus gros investissement étranger jamais réalisé par Pékin761. Concernant l’oléoduc entre le territoire kazakh et la Chine, trois tracés ont été envisagés. La route du nord, d’une longueur de 2 800 km, relierait Atyrau, Taskuduk, Kengiyak, Kumkol, Karakoin, Atasu et Druzhba à la frontière de la région autonome chinoise du Xinjiang. Cette route aurait l’avantage de pouvoir utiliser un oléoduc d’une longueur de 670 km reliant Kumkol-Karakoin-Atasu et s’étendant à proximité de voies de communications routières et ferroviaires. La route centrale passerait quant à elle par Atyrau, Taskuduk, Zhanazhol, Kumkol, Karakoin, Zhuantobe, Furmanovka, Aksuyek, Bakanas, Mulaly, Aktogai et enfin Druzhba. Elle emprunterait l’oléoduc de Kuskol-Karakoin-Zhuantobe déjà en place sur 400 km. Du pétrole kazakh mais aussi russe pourrait ainsi être transporté vers la Chine par cette voie. Enfin, la route du sud relierait Zhuantobe à Alashakou le long de la route Tchimkent-Taraz-Shu-Almaty-Mulaly-Aktogai-Druzhba. L’oléoduc entre Zhuantobe et Tchimkent (310 km) pourrait être utilisé mais le tronçon entre Tchimkent et Taraz traverse un terrain montagneux, ce qui rend l’oléoduc non seulement difficile à mettre en place mais aussi à entretenir762. Depuis 1997, malgré des annonces médiatisées comme celle de Wu Yaowen, vice-président de la China National Petroleum Corp (CNPC), qui déclarait en 1999 que “when completed in eight years, the pipeline is expected to transport 25 million tons of oil front Kazakhstan to China annuallу763, la mise en œuvre de ces deux projets n’a guère progressé. Les facteurs économiques constituent en effet des obstacles très puissants. Tout d’abord, le pétrole d’Asie centrale est plus onéreux que celui du golfe Persique. L’importance de la distance entre les lieux de production en Asie centrale et les centres de consommation situés sur la côte Pacifique de la Chine, mais aussi le manque de capitaux nécessaires pour financer des infrastructures de transports d’énergie aussi étendues, entravent la réalisation des projets. Certains observateurs estiment que les réserves de pétrole acquises par la CNPC au Kazakhstan ne sont pas suffisantes pour alimenter l’oléoduc vers la Chine et assurer sa rentabilité. Selon certaines estimations, ce dernier devrait transporter au moins 20 Mt à 25 Mt de pétrole par an pour être rentable764. Or, en 2001, la production du joint-venture sino-kazakh CNPC-Aktobemunaigaz s’élève à environ 3 Mt. Selon la compagnie, elle pourrait être portée à 6 Mt en 2004, ce qui demeure nettement insuffisant pour assurer la rentabilité de l’oléoduc765. Malgré des déclarations périodiques de la CNPC et des autorités chinoise et kazakhe concernant le projet, aucun oléoduc en direction de la Chine n’a été mis en place. Le 10e plan quinquennal chinois qui couvre la période 2001-2005 ne le mentionne pas non plus, ce qui signifie qu’il ne sera probablement pas réalisé dans les prochaines années766. Il semble qu’un différend oppose les deux parties à propos de leurs obligations respectives par rapport aux accords de 1997. La CNPC refuse de respecter des engagements qu’elle estime ne pas avoir pris en ce qui concerne la mise en place de l’oléoduc767 alors qu’Astana, pour faire pression sur la parure chinoise, entrave les opérations de la compagnie sur le champ de Uzen, opérations pourtant nécessaires pour accroître les chances de rentabilité de la ligne vers la Chine768. En septembre 2001, les deux parties ont décidé de poursuivre l’étude de faisabilité concernant l’oléoduc, ce qui signifie qu’elles vont continuer à discuter du projet. Enfin, en novembre 2001, Pékin a une fois encore annoncé qu’elle était prête à commencer les travaux pour la mise en place de l’oléoduc entre la région de Mangistau et le Xinjiang769. Difficile de savoir s’il s’agit d’une réelle volonté de la Chine ou plutôt d’une manière de rester présente sur le terrain kazakh. Selon des sources kazakhes, le pays ne dispose de toute façon pas actuellement des 25 Mt de pétrole nécessaires pour assurer la rentabilité du projet770. En fait, le pétrole kazakh continue d’arriver en Chine par rail et en quantité modeste. Enfin, aucun progrès concret n’a été réalisé en ce qui concerne la ligne vers l’Iran. A court terme, malgré la demande croissante du marché chinois et au-delà de ce dernier, des marchés asiatiques en général, la voie de désenclavement vers l’Est pour le pétrole kazakh ne devrait pas se matérialiser. D’un point de vue strictement économique, les productions du Moyen-Orient demeurent plus compétitives que celles de l’Asie centrale pour l’approvisionnement de la Chine. Même l’argument stratégique qui incitait Pékin à s’intéresser à l’Asie centrale en tant que fournisseur potentiel de pétrole échappant au contrôle de Washington semble avoir perdu de son intérêt avec la percée stratégique des États-Unis dans la région.

  • 771 “Oil companies to gain little in Afghanistan from US victory yet”, AGOC, vol. 7, issue 3, February  (...)

54La campagne américaine en Afghanistan a relancé les spéculations sur la possibilité de désenclavement des productions kazakhes en direction du sud, c’est-à-dire vers l’Océan Indien à travers le territoire afghan puis le Pakistan. Il est encore trop tôt pour se prononcer sur ce type de projets, proches de ceux qui ont été proposés par Unocal ou Bridas au milieu des années 1990. La sécurité devra tout d’abord être rétablie en Afghanistan, ce qui prendra du temps. Les observateurs ne sont pour l’instant guère optimistes en ce qui concerne l’éventualité de telles lignes771.

55Un dernier élément doit être souligné dans l’analyse du potentiel du Kazakhstan en matière d’hydrocarbures. Étant données ses réserves gazières, Astana pourrait devenir à moyen terme un pays exportateur de gaz. Le Kazakhstan détient en effet 1,84 billion (1012) de m3 de gaz (dont 40 % sont localisés dans le champ gazier géant de Karachaganak), ce qui le classe dans les 20 premiers pays gaziers du monde. Cet élément introduit une nouvelle donne dans l’équation énergétique autour de la Caspienne, notamment en ce qui concerne le désenclavement des productions de l’autre État d’Asie centrale riche en hydrocarbures, le Turkménistan.

c. Le Turkménistan

  • 772 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 773 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.
  • 774 US Energy Administration Information, “Turkmenistan, Country Briefing”, June 2001 (www.eia.doe.gov/ (...)
  • 775 “Burren decides to halt exports of Turkmenistani oil via Iran”, AGOC, vol. 6, issue 20, October 24, (...)
  • 776 La United States Energy Information Administration estimait pour sa part les réserves prouvées de g (...)

56Contrairement aux autres États du bassin de la Caspienne disposant d’importantes réserves pétrolières, le Turkménistan détient essentiellement des réserves gazières. Sur le plan pétrolier, ses réserves prouvées s’élevaient en 2000 à 100 Mt ou 500 millions de barils (soit 10 ans de réserves en ratio production/consommation), ce qui représente moins de 0,1 % de l’ensemble des réserves mondiales. Depuis l’indépendance du pays, la production pétrolière du Turkménistan avait fortement chuté, passant de 120 000 b/j en 1990 à 85 000 b/j en 1995. Cependant, à partir de 1996, la tendance s’est inversée et l’on a assisté à une reprise progressive. La production s’est élevée en 2000 à 150 000 b/j. Cet accroissement permet à Achkhabad d’envisager l’exportation de son excédent pétrolier, puisque sa consommation a atteint en 2000 à 95 000 b/j772. La croissance future de la production de pétrole turkmène est influencée par les progrès réalisés dans les zones de Cheleken et Livanov. Selon une étude de Wood Mackenzie, elle pourrait atteindre 318 000 b/j en 2010 (soit à peu près l’équivalent de la production de l’Azerbaïdjan ou du Vietnam en 2000), avant de décliner après 2015773. A titre de comparaison, le plus petit producteur du Moyen-Orient, c’est-à-dire le Yémen, a fourni en 2000 440 000 b/j. Le Turkménistan pourra donc compter à l’avenir sur un surplus exportable, surplus qui, à l’échelle mondiale, ne représente cependant pas des quantités importantes. Pour pouvoir tirer des profits de sa production, il faut que le Turkménistan parvienne à la désenclaver. Or, dans ce domaine, il ne dispose pas des infrastructures de transport nécessaires à l’exportation. Des essais ont été menés en collaboration avec la société russe Transneft pour exporter 50 000 b/j de pétrole turkmène, d’abord par tanker pour franchir la Caspienne, puis à travers l’oléoduc reliant Bakou à Novorossiisk depuis le port russe de Makhachkala. La qualité inférieure du pétrole turkmène qui contient beaucoup de soufre n’a cependant pas convenu à la compagnie russe. Ce projet a donc avorté rapidement. Le Turkménistan s’est également tourné vers l’Iran. Achkhabad a ainsi commencé à exporter une partie de son pétrole excédentaire vers la République islamique, grâce à un système de swap. Téhéran a en effet conduit plusieurs essais de swap pétrolier avec le Turkménistan, en combinant diverses formules de transport (maritime, rail et oléoduc entre Neka et Rey). En 1995, la société argentine Bridas qui travaillait au Turkménistan est ainsi devenue le premier opérateur à pratiquer ce type d’activités avec le voisin iranien. Mais elles ont été rapidement arrêtées. En 1998, Monument Resources Petroleum Co (actuellement Lasmo Oil PLC) a commencé à exporter sous forme de swap 4 000 b/j depuis le champ de Burun au Turkménistan jusqu’au port de Neka, sur la côte iranienne de la mer Caspienne. Ces opérations devraient atteindre 70 000 b/j en 2005. En 1998 également, Dragon Oil PLC a exporté 6 000 b/j depuis Cheleken au Turkménistan vers l’Iran sous forme de swap. Un contrat de dix ans a été signé entre cette compagnie et l’Iran en avril 2000. Du fait des sanctions américaines à l’égard de Téhéran, les compagnies américaines opérant au Turkménistan ne sont pas autorisées à entreprendre ce type d’opération, ce qui limite les possibilités d’Achkhabad774. En outre, les opérateurs sont confrontés à des délais de transport trop importants ou rencontrent des difficultés dans leurs relations avec la bureaucratie iranienne. Ainsi, la société britannique Burren Energy a-t-elle récemment renoncé à ses opérations de swap avec l’Iran775. Néanmoins, l’ensemble des opérations de ce type devrait atteindre 85 000 b/j pour l’année 2001. Mais, malgré les bénéfices de ces opérations pour l’économie turkmène, on ne peut pas dire qu’elles portent sur des quantités véritablement significatives à l’échelle mondiale. C’est en fait dans le domaine du gaz que les potentialités d’Achkhabad sont les plus importantes. Selon la revue statistique publiée par BP Amoco, le sous-sol turkmène recèle la onzième réserve de gaz de la planète avec 2,86 billions (1012) de m3 de réserves prouvées en 2000 soit 1,9 % des stocks mondiaux776. Les champs gaziers principaux du pays sont situés dans le bassin de l’Amou-Daria. Le champ géant de Daule-tabad-Donmez, situé au sud du pays près de la frontière iranienne, contient à lui seul la moitié des réserves de gaz du Turkménistan. Les autres réserves gazières du pays sont surtout regroupées dans la région de Murgab où l’on trouve le champ gazier géant de Yashlar. En mai 2001, Turkmengaz, la compagnie d’Etat qui produit 85 % du gaz turkmène, a commencé l’exploration du nouveau champ de Darganata dans le nord-est du pays. D’autres projets d’exploration sont également prévus dans les déserts du Karakoum et du Kizilkoum.

  • 777 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 778 “Turkmenistan to extract 70 bn cm of gas this year”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.
  • 779 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 780 LELYVELD, M., “Turkmenistan: oil output numbers fall short of targets”, RFE/RL, January 20, 2002.

57Alors qu’à la fin des années 1980, la production gazière du pays atteignait environ 80 milliards de m3, elle s’était contractée à partir de l’indépendance, pour atteindre son plus bas niveau en 1998 avec 12,4 milliards de m3. Elle a cependant rebondi en 1999 avec un résultat estimé à 21,3 milliards de m3. Cette remontée s’est poursuivie en 2000 avec 43,8 milliards de m3777. En 2002, le pays devrait officiellement produire 70 milliards de m3 de gaz778. D’après les prévisions du gouvernement turkmène, le pays pourrait ainsi exporter environ 56,5 milliards de m3 de gaz cette année. On se souviendra cependant que les chiffres annoncés par les autorités turkmènes sont souvent surévalués. Ainsi, en 1993, le gouvernement d’Achkhabad avait estimé que le pays arriverait à une production totale de 130 milliards de m3 en l’an 2000. Il n’a pas atteint cet objectif puisqu’il a produit au cours de cette année 43,8 milliards de m3, c’est-à-dire des quantités légèrement inférieures à la production gazière norvégienne à la même date (1,8 % contre 2,2 % de la production mondiale pour la Norvège779). A nouveau, en décembre 2000, le président Niyazov prévoyait une production de 70-75 milliards de m3 pour 2001, c’est-à-dire l’équivalent de la production algérienne de gaz en 1997-1998. Or, la production n’aurait atteint que 51,3 milliards de m3, soit 27 % de moins que les prévisions gouvernementales780. En fait, dix ans après l’indépendance, Achkhabad n’est toujours pas parvenu à rattraper son niveau de production de 1989 (83,9 milliards de m3).

  • 781 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

41. Les réserves prouvées de gaz dans le monde781

41. Les réserves prouvées de gaz dans le monde781
  • 782 US Energy Information Administration, “Turkmenistan, Country Briefing, June 2000 (www.eia.doe.gov)

42. Productions gazières et exportations de la région du bassin Caspien 2000-2010782 (en milliards de m3 par an)

42. Productions gazières et exportations de la région du bassin Caspien 2000-2010782 (en milliards de m3 par an)
  • 783 DORIAN, J., “Oil, gas in FSU Central Asia, northwestern China await development”, OGJ, September 10 (...)

43. Les routes d’exportation pour le gaz turkmène783

43. Les routes d’exportation pour le gaz turkmène783
  • 784 CUTLER, R., “Do all roads lead to Ashgabat?”, op. cit.
  • 785 L’Ukraine a envisagé différentes options pour tenter de trouver une voie de contournement de la Rus (...)
  • 786 LELYVELD, M., “Ukraine falls behind in payments to Turkmenistan for gas”, RFE/RL Turkmen Report, Ju (...)
  • 787 CUTLER, R.M., “Turkmenistan! natural gas: The key to Ukraine’s economy?”, AGOC, vol. 6, issue 11, J (...)
  • 788 “Ukraine and Turkmenistan agreed on terms of covering Ukrainian debts for gas delivery”, RFE/RL, Tu (...)

58Au-delà du fait qu’Achkhabad a du mal à retrouver ses niveaux de production du temps de l’URSS, comme dans le cas du Kazakhstan et de l’Azerbaïdjan, elle se trouve également confrontée à la question du désenclavement de sa production. La situation géographique du Turkménistan le place dans une position délicate. En effet, ses voisins, notamment la Russie et l’Iran, possèdent non seulement les plus importantes réserves de gaz du monde, mais sont également ses concurrents directs dans le domaine de l’exportation gazière. Ainsi, le gaz turkmène qui pourrait potentiellement transiter par le territoire de la République islamique pour atteindre un marché extra-régional, prend en effet la place du gaz iranien. Il est plus profitable pour Téhéran de produire et d’exporter son propre gaz et de consommer éventuellement du gaz turkmène, notamment dans le nord du pays, que d’exporter les productions d’Achkhabad. Cet argument vaut également pour Gazprom. La compagnie russe est peu disposée à partager les bénéfices du marché européen avec le Turkménistan. Depuis 1994, elle a orienté les exportations d’Achkhabad vers des marchés moins solvables que ceux de l’Union européenne particulièrement vers l’Ukraine , réduisant ainsi ses propres difficultés financières face au défaut de paiement de Kiev. Mais pour le Turkménistan, avant la question de l’acheminement, se pose celle du marché. L’économie du gaz étant plus contraignante que celle du pétrole, Achkhabad doit trouver des marchés avant de pouvoir envisager d’exporter sa production. Un des problèmes essentiels qui se pose au pays est en fait l’absence de marchés proches. Sur le plan régional, les voisins immédiats du Turkménistan sont tous des pays producteurs de gaz (Iran, Russie, Ouzbékistan, Kazakhstan, Azerbaïdjan). Comme l’Ouzbékistan, mais aussi le Kazakhstan, sont pratiquement autosuffisants en matière d’approvisionnements gaziers, il n’existe pas de véritable marché dans ces deux pays pour Achkhabad. Au-delà de l’Iran et de la Russie sur lesquels nous allons revenir, dans l’espace CEI, l’Ukraine constitue historiquement un des principaux débouchés pour sa production gazière. Cependant, Kiev n’arrive pas à honorer ses factures. C’est pourquoi, malgré l’importance de ce marché pour l’économie turkmène, Achkhabad a suspendu à plusieurs reprises ses livraisons de gaz au cours des années 1990, ce qui en retour a entraîné la chute de sa production (en 1997 par exemple) et la contraction de son économie dont une part importante des ressources provient des exportations gazières784. L’insolvabilité ukrainienne, ainsi que la dépendance d’Achkhabad à l’égard des infrastructures de transport de la Russie pour atteindre le marché ukrainien, limitent les bénéfices que le Turkménistan pourrait tirer de ses exportations785. Les livraisons de gaz du Turkménistan représentent une part importante de la dette extérieure ukrainienne. Kiev devrait ainsi environ 600 millions de dollars à Achkhabad (y compris les 42 millions de dollars pour l’année 2002)786 et 1,4 milliard de dollars à la Russie pour ses livraisons de gaz. Pour tenter de régler cette question, le président Niyazov s’est rendu en mai 2001 dans la capitale ukrainienne. Au cours de cette visite, le Turkménistan et l’Ukraine ont signé un accord selon lequel Achkhabad devrait fournir 250 milliards de m3 de gaz à Kiev entre 2002 et 2006. En 2002, le Turkménistan pourrait livrer à Kiev 40 milliards de m3 de gaz au prix de 42 dollars par 1 000 m3. En 2003, les quantités devraient être portées à 50 milliards de m3 par an787. Une partie des livraisons sera payée en devises et l’autre en produits ukrainiens. Des sociétés de Kiev pourraient ainsi participer à certains travaux d’infrastructure et à l’aménagement du port de Turkmenbashi en compensation d’une partie de la dette ukrainienne788. Toutefois, la question de la mise en œuvre de cet accord dépend du règlement du problème du prix. En effet, dix ans après l’indépendance, le gaz d’Achkhabad doit toujours emprunter les gazoducs russes pour atteindre le marché ukrainien. Dans le cadre de l’accord de mai 2001, la question des frais de transport pour le transit à travers le territoire de la Russie n’est pas encore réglée. Dans ce domaine, le Turkménistan demeure complètement dépendant du bon vouloir de Gazprom. Moscou détient un puissant instrument de pression, non seulement sur Achkhabad, mais aussi sur Kiev. L’absence d’autres voies de désenclavement pour ses productions oblige le Turkménistan à composer avec la Russie à ses conditions, sous peine de ne pas vendre son gaz.

  • 789 “Armenia approves plan for Turkmenistani gas transits via Iran”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 1 (...)
  • 790 “Armema and Iran sign gas pipeline construction deal”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.
  • 791 “Itéra wants to take part in laying Iran-Armenia gas pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 20, October 24, (...)
  • 792 “Iran-Armenia gas link nearer to construction”, OGJ Online, December 28, 2001.

59Concernant le désenclavement, depuis 10 ans, une seule brèche a été ouverte dans le monopole russe en matière d’infrastructures de transport. Depuis 1997, le Turkménistan exporte en effet du gaz de son champ de Korpedje vers la région de Gorgan en Iran, grâce à un gazoduc de 193 km. Grâce à cette infrastructure, le Turkménistan a récemment envisagé un nouveau marché pour ses exportations gazières dans l’espace CEI. Il s’agit de l’Arménie. Le gouvernement arménien a approuvé, le 15 novembre 2001, un protocole d’accord pour l’importation de gaz turkmène à travers l’Iran. Selon cet accord, le Turkménistan devrait livrer à l’Arménie 1 milliard de m3 de gaz par an dans la phase initiale avant de passer, dans un second temps, à 3 milliards de m3 par an. La production turkmène transiterait par le gazoduc Korpedje-Kord-Kuy vers l’Iran, avant d’emprunter une nouvelle extension de ce gazoduc d’une longueur de 140 km (100 km en territoire iranien et 40 km en territoire arménien) vers l’Arménie. Il pourrait être prolongé en direction de l’Ukraine à travers le territoire géorgien, ce qui réduirait les moyens de pression russes. Mais Tbilissi s’est montré jusqu’ici réticente quant à la mise en place de cette extension à travers son territoire. Le financement du projet n’est pas non plus assuré789. L’accord pour la construction du nouveau gazoduc entre l’Iran et l’Arménie, estimé à 120 millions de dollars, a cependant été adopté en décembre 2001 par ces deux États790. Il complète un autre accord signé entre Téhéran et Erevan en 1992 et modifié en 1995, accord qui n’avait pu être mis en œuvre jusqu’ici en raison de problèmes de financements. Des sociétés françaises et russes, comme Itéra791, pourraient être invitées à participer à ce projet prévu pour réduire la dépendance d’Erevan à l’égard du seul fournisseur russe792. A terme, le Turkménistan pourrait donc exporter une partie de sa production vers Erevan, sans dépendre du bon vouloir de la Russie. Les quantités exportées seront cependant très limitées par rapport au potentiel réel du Turkménistan. Achkhabad doit donc explorer d’autres marchés.

  • 793 Voir les projets de Bridas et Unocal/Delta Oil entre le Turkménistan et le Pakistan via l’Afghanist (...)
  • 794 Unocal ne semble officiellement plus intéressée. Voir CROGAN, J., “Unocal’s once-grand plan for Afg (...)
  • 795 “Pakistan, Afghanistan support Turkmen gas-export pipeline”, RFE/RL Newsline, February 11, 2002.
  • 796 Voir texte de l’accord in “Turkmen-Afghan-Pakistani gas pipeline accord”, Neytralny Turkmenistan in (...)
  • 797 “Turkmen, Afghan, Pakistan leaders sign pipeline agreement”, RFE/RL Turkmen Report, June 3, 2002 et (...)
  • 798 “Japan may join Afghan gas pipe plan”, The Japan Times, July 21, 2002.
  • 799 “Asian Development Bank backs Afghan pipeline project”, RFE/RL, July 9, 2002.

60Sur le plan régional, au-delà de la CEI, les observateurs ont très tôt identifié les marchés pakistanais et indien comme débouchés pour le gaz turkmène. Dès 1994, la compagnie argentine Bridas proposait au Turkménistan d’étudier la possibilité d’établir un gazoduc vers le Pakistan via l’Afghanistan. Elle fut bientôt relayée par la compagnie américaine Unocal, qui mit sur pied un consortium international où elle se taillait la part du lion793. Unocal détenait 54,11 % des parts du projet CentGas. Les 45,89 % restant étaient répartis entre Delta (Arabie Saoudite 15 %), Inpex et Itochu (Japon 7,22 % chacun), le gouvernement turkmène (7 %), Hyundai Engineering and Construction (Corée du Sud 5,54 %) et Crescent Group (Pakistan 3,89 %). Étant donnée la situation politique chaotique de l’Afghanistan, aucun projet trans-afghan n’a abouti. En juillet 1998, Unocal annonçait qu’elle n’avait pu réunir le financement nécessaire à la mise en place du gazoduc. En août, elle abandonnait le projet. L’intervention américaine d’octobre 2001 en Afghanistan et la fin du régime des taliban ont relancé les spéculations sur les possibilités de développement d’un tel projet794. Des contacts ont été établis entre le Turkménistan, l’Afghanistan et le Pakistan795. Ils ont abouti à la conclusion, le 30 mai 2002, d’un protocole portant sur la mise en place de ce gazoduc796. Cette ligne devrait s’étendre sur 1 460 km. Son coût est estimé entre 2 et 3,5 milliards de dollars797. Cette infrastructure est destinée à l’acheminement du gaz turkmène du champ de Dauletabad vers le Pakistan (Multan) via l’Afghanistan et pourrait être étendue ultérieurement à l’Inde. Elle pourrait également être accompagnée de la mise en place parallèle d’un oléoduc à destination du port pakistanais de Gwadar. Le Turkménistan a annoncé la mise en place d’un groupe de travail pour examiner ce projet. Selon cet accord, une réunion tripartite est programmée pour octobre 2002. Les trois signataires sont très optimistes quant à la construction de ce gazoduc, puisqu’il jouit de l’appui politique de l’administration américaine. Sur le plan économique, contrairement à Unocal, les compagnies Bridas (Argentine), Gazprom et Itera (Russie) se sont déclarées intéressées. Le Japon a annoncé en juillet 2002 qu’il pourrait participer à ce projet, sans toutefois préciser la nature de sa participation798. Enfin, l’étude de faisabilité de ce gazoduc devrait être financée par la Banque asiatique de développement799.

  • 800 Chiffres cités in SHENOY, B., JAMES, W., “Caspian Energy Exports: Turkmenistan fumbling opportuniti (...)
  • 801 SYNOVITZ, R., “Afghanistan: warlordism proliferates, threatening security and reconstruction”, RFE/ (...)
  • 802 Voir HYMAN, A, “Nationalism in Afghanistan” International Journal of Middle East Studies, 34, 2002, (...)

61Dans l’évaluation des chances de mise en œuvre de ce projet, il faut toutefois rester prudent. Bien des incertitudes demeurent encore. Malgré la volonté des trois pays signataires de l’accord de mai 2002, le projet de gazoduc trans-afghan reste confronté à de nombreuses difficultés. En effet, si les marchés indien et pakistanais sont estimés à 100 milliards de m3 dans le cas de l’Inde et 40 milliards de m3 pour le Pakistan en 2010800, il ne faut toutefois pas sous-estimer le poids de facteurs très importants limitant la possibilité de construction d’une telle ligne. Pour atteindre ces marchés potentiels, le gaz turkmène doit d’abord franchir le territoire afghan, ce qui pose des problèmes importants liés à la sécurité. L’intervention américaine d’octobre et la chute des taliban ne garantissent pas automatiquement un retour à la paix et à la stabilité du pays. Le gouvernement de Hamid Karzaï aura peut-être du mal à imposer son autorité sur l’ensemble du territoire afghan où les seigneurs de la guerre dominent certaines régions. Pour l’avenir, les risques liés aux rivalités entre seigneurs de la guerre, les luttes potentielles entre factions politiques, même au sein du gouvernement, et les conflits interethniques, intertribaux ou entre lignages différents au sein d’un même groupe tribal ne doivent pas être négligés801. Le travail de reconstruction nationale de l’Afghanistan est un processus long et délicat. Sa réussite n’est pas garantie même si certains observateurs restent optimistes du fait de l’existence d’un sentiment d’appartenance nationale parmi les Afghans malgré la guerre civile et la polarisation ethnique qui en a découlé802.

  • 803 Voir US Energy Administration Information, “Pakistan, Country Briefing”, February 2001 (www.eia.doe (...)
  • 804 Notamment à travers le projet Dauphin à partir du champ gazier géant de Dome nord au Qatar jusqu’à (...)

62Par delà l’incertitude qui entoure la sécurité du projet en raison de la situation afghane, sur le plan économique, le marché pakistanais n’est pas aussi intéressant qu’il y paraît. En effet, les découvertes récentes de champs gaziers sur son territoire (Sawan, Zamzama dans la province du Sind) sont suffisantes pour assurer l’approvisionnement d’Islamabad dans les années à venir803. Ce marché ne constitue donc pas à lui seul un débouché suffisant pour engager les frais de construction d’un gazoduc vers ce pays. Par rapport au marché pakistanais, le projet trans-afghan se heurte aussi à la concurrence d’autres pays producteurs comme le Qatar804 ou encore l’Iran.

  • 805 “Pakistan proposes tripartite talks on Iran-India gas line”, OGJ Online, June 29, 2000.

63Concernant le marché indien vers lequel le projet pourrait éventuellement être prolongé, étant donnée la méfiance qui prévaut dans les relations entre Islamabad et New Delhi, il est douteux que cette dernière accepte dans un avenir proche qu’une partie de son approvisionnement gazier traverse le Pakistan que ce gaz soit originaire du Turkménistan ou de l’Iran, qui est en concurrence directe avec Achkhabad sur ce marché . Conscient des réticences indiennes, le Pakistan a invité en juin 2000 Téhéran et New Delhi à discuter de ce problème de transit. Sa proposition a été accueillie à l’époque avec réserve par l’Inde805. Dans le contexte de l’intervention américaine en Afghanistan, les relations indo-pakistanaises se sont à nouveau dégradées. La tension qui règne entre ces deux pays rend improbable le prolongement éventuel du gazoduc trans-afghan vers le marché indien à travers le territoire pakistanais.

  • 806 “Indian petroleum ministry opposes pipeline route through Pakistan”, AGOC, vol. 5, issue 16, Septem (...)
  • 807 “Iran-India study on gas project by June”, The Dawn, January 10, 2002.
  • 808 “India agrees to gas pipeline from Iran via Pakistan”, Irna, June 13, 2001.
  • 809 LELYVELD, M., “Iran: Tehran pushing pipeline plans for India, Pakistan”, RFE/RL, December 18, 2001.
  • 810 “Iran set to reap benefits from South Pars gas field”, AGOC, vol. 6, issue, October 9, 2001.
  • 811 “Iran awards feasibility study for pipeline through Pakistan to India”, OGJ Online, December 13, 20 (...)
  • 812 Déclarations de Omar Abdullah in “Indo-Iranian ties expanding successfully: Indian envoy”, Irna, Ap (...)
  • 813 SHENOY, B. V., MADHAVAN, A., “India’s gas deficit”, The Hindu, May 9, 2002. Voir également le point (...)

64Cette possibilité ne se heurte cependant pas seulement à des problèmes de sécurité ou à des questions politiques. Même si les relations entre New Delhi et Islamabad se détendent progressivement et qu’une coopération régionale s’établit, le Turkménistan devra affronter la concurrence commerciale de Téhéran sur le marché gazier de ces deux pays. Sur ce terrain, l’Iran est un concurrent sérieux pour Achkhabad. Les réserves de gaz de la République islamique sont les deuxièmes du monde après la Fédération de Russie, soit 23 billions (1012) de m3 de réserves prouvées (15,3 % des réserves prouvées du monde). Les coûts de production iraniens sont équivalents à ceux du Turkménistan. Téhéran a proposé par le passé de fournir du gaz au Pakistan et à l’Inde. Un protocole d’accord avait été signé en 1993 avec New Delhi. Cependant, comme dans le cas des productions du Turkménistan, le transport éventuel de gaz iranien vers le marché indien à travers le territoire pakistanais s’est heurté à la méfiance des autorités de l’Inde806. Un autre protocole d’accord avait toutefois été conclu entre New Delhi et Téhéran au sujet de la création d’un gazoduc irano-indien à travers le territoire du Pakistan en avril 2001807. Les signes positifs concernant ce projet s’étaient multipliés en 2001808. Malgré la tension entre New Delhi et Islamabad à propos du Cachemire, des discussions se sont poursuivies notamment entre Téhéran et Islamabad, et Téhéran et New Delhi. Mohammad Hossein Adeli a ainsi déclaré à New Delhi le 4 décembre 2001 que l’Iran envisageait la mise en place d’un gazoduc terrestre d’une longueur de 2 750 km (1 100 km de Assaluyeh dans le sud de l’Iran jusqu’au Pakistan puis 760 km en territoire pakistanais et enfin 900 km à travers le territoire indien jusqu’à New Delhi). 30 % du gaz transporté par ce gazoduc seraient destinés au Pakistan et 70 % à l’Inde. Les deux pays profitant de cet approvisionnement, aucun n’aurait intérêt à l’interrompre. Concernant le financement estimé par BHP à 4,16 milliards de dollars, le projet serait financé à 48 % pour l’Iran, 32 % par le Pakistan et 20 % par l’Inde809. L’Iran pourrait ainsi tirer profit de son champ gazier offshore de Pars Sud dont les réserves sont estimées à 13,14 billions (1012) de m3810. Téhéran a sélectionné début décembre 2001 les sociétés BHP Kinhill (Australie) et Snamprogetti SPA (Italie) pour mener une étude de faisabilité sur ce projet. Elle devait être terminée pour juin 2002811. En avril 2002, les autorités indiennes ont déclaré que le projet avançait aussi vite que possible812. Si certains auteurs pensent qu’il est dans l’intérêt de l’Inde de mettre en œuvre ce projet afin de surmonter son antagonisme avec le Pakistan et d’établir un espace de coopération avec son voisin, l’état des relations indo-pakistanaises n’invite malheureusement guère à l’optimisme quant à sa concrétisation dans un avenir proche813.

  • 814 “GAIL and NOIC discuss Iran-India natural gas pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 4, February 22, 2001.
  • 815 “Iran-India gas pipeline may be laid by Russians”, Asia Times, July 8, 2000.
  • 816 “Iran suggests alternative routes for gas exports to India”, Yahoo News, January 16, 2002.
  • 817 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 818 “Bangladesh in debate over natural gas export”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.
  • 819 “Pipe dreams”, The Economist, February 9-15, 2002.
  • 820 “Unocal draws plan to connect Bangladesh to GAIL HBJ pipeline”, AGOC, vol. 6, issue l4, July 31, 20 (...)

65Indépendamment de ce gazoduc terrestre, un autre projet de gazoduc, sous-marin cette fois, a également été proposé par l’Iran. Il s’agirait de relier le territoire iranien au Gujarat, en évitant ainsi le territoire pakistanais. Ce projet, ainsi qu’une proposition de création d’un terminal LNG en Iran pour l’approvisionnement de l’Inde, ont été discutés à l’hiver 2000-2001 entre la Gas Authority of India Ltd. (GAIL) et la National Iranian Oil Co (NOIC)814. Durant l’été 2000, la société russe Gazprom avait manifesté son intention de participer au projet de gazoduc sous-marin entre le territoire iranien et l’Inde815 alors que les autorités iraniennes rappelaient en janvier 2002 l’intérêt de son projet de terminal LNG pour New Delhi816. L’Iran demeure donc un concurrent sérieux sur les marchés d’Asie du Sud, aussi bien indien que pakistanais. Toute détente des relations indo-pakistanaises profite autant à Achkhabad qu’à Téhéran. La marge de manœuvre dont dispose le Turkménistan est donc étroite. Son principal atout réside dans l’opposition américaine à tout projet concernant le secteur énergétique iranien. Ce choix de Washington favorise Achkhabad. Toutefois, sur le marché indien, l’Iran n’est pas le seul concurrent auquel le Turkménistan soit confronté. Il existe d’autres sources potentielles d’approvisionnement gazier pour ce marché. Ainsi le Bangladesh possède des réserves gazières estimées à 0,30 billion (1012) de m3soit un dixième des réserves prouvées du Turkménistan817. Selon d’autres estimations, elles pourraient atteindre 1,41 billion (1012) de m3 voire 2,83 billions ( 1012) de m3. Petrobangla, une compagnie d’État bangladeshi, estime pour sa part les réserves recouvrables de gaz du pays à 315 milliards de m3818. S’il parvient à surmonter ses difficultés politiques internes, le Bangladesh pourra devenir un des fournisseurs de New Delhi819. Unocal négocie d’ailleurs avec Dacca l’exportation du gaz du champ de Bibiyana dans le district de Habibganj vers le nord de l’Inde, grâce à la mise en place d’un gazoduc de 1 350 km820.

66Enfin, outre la concurrence très sérieuse d’autres fournisseurs, la question du financement d’un gazoduc turkmène vers Islamabad ou vers New Delhi n’est aujourd’hui pas réglée. Comme nous venons de le voir, la réalisation du projet trans-afghan demeure donc aujourd’hui incertaine.

  • 821 PIETZ, D., “China’s natural gas sector generating great expectations”, OGJ, June 5, 2000.
  • 822 “China launches massive gas pipeline campaign”, OGJ, June 5, 2000.
  • 823 “Li Peng Attends Signing of Turkmen Economic Accords”, Xinhua in FBIS-CHI-94-079, April 25, 1994.
  • 824 TRONER, A., “Asian Gas Prospects-1: Russian Far East natural gas searches for a home”, OGJ, March 5 (...)
  • 825 “Turkmenistan, China Discuss Gas Pipeline Project”, Moscow ITAR-TASS in FBIS-CHI-2000-0706, July 6, (...)
  • 826 “Jiang Zemin, Turkmenistan President Agree on Economic, Trade Cooperation”, Xinhua in FBIS-CHI-2000 (...)
  • 827 L’article 5 de la déclaration commune dispose que The two sides attach importance to the mutually (...)
  • 828 Voir PIETZ, D., “China’s natural gas sector generating great expectations”, op. cit..
  • 829 Voir “China to rush exploration in the west to meet demand”, AGOC, vol. 5, issue 17, September 15, (...)
  • 830 “China to start buying gas from Turkmenistan next year”, AGOC, vol. 5, issue 14, July 8, 2000.
  • 831 Voir STRECKER DOWNS, E., China’s Quest for Energy Security, op. cit. 68 p.
  • 832 A contrario “War against Afghanistan prompts Beijing to accelerate energy plans”, AGOC, vol. 6, iss (...)

67Au-delà des marchés du sous-continent indien, le marché chinois a également été suggéré par les observateurs comme un débouché potentiel pour le gaz turkmène. Certains pensent que dans les dix prochaines années, étant donnée sa demande croissante, Pékin sera amenée à importer du gaz, essentiellement de Russie (champ de Kovyktinskoye dans le bassin d’Irkutsk en Sibérie orientale) mais aussi de la région de la Caspienne, principalement du Kazakhstan (Karachaganak) et du Turkménistan821. Dès 1992, la firme japonaise Mitsubishi Corporation a proposé la mise en place d’un gazoduc entre le Turkménistan et la Chine, en passant par le Kazakhstan, avec un prolongement possible vers le Japon depuis les côtes chinoises. Une étude de faisabilité a été lancée par la CNPC, Exxon et Mitsubishi à la fin des années 1990. Le gazoduc d’une longueur de 4 600 km pourrait transporter 25 milliards de m3 par an de gaz turkmène jusqu’à Shanshan dans le nord de la région autonome du Xin-jiang822. A partir de cette ville, ce gazoduc pourrait être connecté aux infrastructures chinoises de transport d’énergie, infrastructures qui doivent toutefois encore être mises en place. Certains ont estimé à 12 milliards de dollars le coût de ce projet s’étendant sur près de 8 000 km s’il est prolongé jusqu’au Japon (6 010 km de gazoduc terrestre et entre 880 et 1 100 km de gazoduc sous-marin)823. Il s’agit en fait d’un projet à long terme et aussi d’une alternative potentielle aux projets d’exportation de gaz russe vers la Chine. Comme dans le cas du Turkménistan, ces derniers ne devraient pas non plus voir le jour à court terme824. Cependant, malgré le peu de progrès enregistré jusqu’à aujourd’hui, Pékin et Achkhabad n’ont pas complètement perdu de vue ce projet, du moins sur le plan de la rhétorique. Ainsi, lors de sa visite au Turkménistan à l’été 2000, le président chinois, Jiang Zemin, a abordé la question de la coopération bilatérale dans le domaine gazier avec son homologue turkmène825. Les deux parties se sont accordées sur la constitution de commissions gouvernementales destinées à accélérer la mise en place du projet826. La déclaration commune sino-turkmène, signée à l’issue de la visite du Président chinois, contient également une disposition selon laquelle les deux parties s’engagent à mener une étude de faisabilité sur la construction d’un gazoduc entre les deux pays827. Cependant, bien que la Chine soit appelée à accroître sa consommation de gaz cette source d’énergie atteint seulement aujourd’hui 2,1 % de la consommation énergétique du pays, soit 1/10 de la moyenne mondiale et devrait s’élever dans les 20 prochaines années à 8 % , outre les projets concurrents avec la Russie, elle compte d’abord sur l’exploitation de ses propres ressources qui sont sous-exploitées828. Elle envisage ainsi la construction d’un gazoduc de 4 212 km pour transporter 20 milliards de m3 par an de gaz entre le bassin du Tarim dans le Xinjiang et Shanghai en passant par 15 villes importantes : Korla, Turpan, Shanshan, Hami au Xinjiang ; Liuyuan, Zhangye, Wuwei, Lanzhou, Dingxi et Liquan au Gansu ; Zhengzhou et Xinyang au Henan ; Hefei en Anhui ; Nanjing et Changzhou au Jiangsu avant d’atteindre Shanghai. Le coût de ce projet a été évalué entre 8 et 14 milliards de dollars829. De manière générale, étant données les distances entre les champs gaziers du Turkménistan et le territoire chinois, le coût de mise en place d’un tel gazoduc est particulièrement élevé. Le facteur économique réduit très fortement les possibilités de mise en œuvre de ce projet pharaonique dans un avenir proche. De l’aveu même du président Niyazov, il ne pourrait pas voir le jour avant 10 ans830. En plus du facteur économique, la pénétration stratégique américaine en Asie centrale suite à l’intervention en Afghanistan a également introduit un élément d’incertitude. En effet, elle pourrait amener Pékin à revoir sa stratégie dans l’ensemble de la zone. Étant données les contraintes économiques liées à la mise en place d’infrastructures aussi importantes, il semble que l’intérêt de la Chine en Asie centrale en matière d’approvisionnement énergétique était surtout stratégique. Il s’agissait de trouver des sources d’approvisionnement échappant plus facilement à un contrôle éventuel des Etats-Unis que le Moyen-Orient831. La pénétration de Washington en Asie centrale réduit donc l’intérêt stratégique de cette zone aux yeux de Pékin832. Ce facteur s’ajoute à présent aux limitations économiques de ce projet. La Chine ne constitue dès lors pas véritablement un débouché à court terme pour les productions d’Achkhabad.

  • 833 “Turkmens to send Turkey 16 bn cm of gas per year via trans-Caspian line”, AGOC, vol. 4, issue 12, (...)

68Au-delà de ces possibilités asiatiques, les observateurs ont également suggéré l’Europe comme client potentiel pour le gaz du Turkménistan. Cependant, sur ce marché également, Achkhabad est soumis à une rude concurrence, notamment à celle de la Russie, plus proche et déjà bien implantée, ou encore à celle des producteurs de la mer du Nord et même des pays africains producteurs de LNG, comme le Nigéria ou l’Algérie. La Turquie a longtemps fait figure de client potentiel privilégié pour les exportations d’Achkhabad. Au printemps 1999, les deux pays avaient signé un accord par lequel Ankara s’engageait à acheter 16 milliards de m3 de gaz turkmène par an pendant 30 ans833. A terme, Achkhabad espérait accroître ses exportations pour atteindre 30 milliards de m3 de gaz par an (16 milliards de m3 de gaz pour le marché turc et 14 milliards de m3 de gaz pour le marché européen à travers la Turquie). Cependant, pour atteindre ce marché, il faut mettre également en place des infrastructures de transport. Royal Dutch/Shell et PSG International Ltd (un joint-venture établi entre les compagnies américaines Bechtel Enterprises Inc. et General Electric Capital Structured Finance Group) ont proposé la mise en place d’un gazoduc sous-marin, le Trans-Caspian Gas Pipeline (TCGP), dont le coût a été estimé entre 2,5 et 3,3 milliards de dollars. Sa capacité, évaluée à 16 milliards de m3 par an, pouvait potentiellement être accrue jusqu’à 30 milliards de m3. Il devait traverser la mer Caspienne pour atteindre l’Azerbaïdjan puis se diriger vers la Turquie, en passant par le territoire géorgien. Les Etats-Unis ont soutenu ce projet complexe.

  • 834 Voir “Fact Sheet: Caspian Energy Pipelines”, November 17, 1999 (www.usia.gov).
  • 835 Office of the Press Secretary, Remarks by the President at Signing Ceremony for the Baku-Ceyhan and (...)
  • 836 “Iran opposes construction of TransCaspian pipeline for political grounds”, AGOC, vol. 5, issue 13, (...)
  • 837 Stephen Mann, ancien ambassadeur américain à Achkhabad a déclaré en novembre 2001, “I remember the (...)
  • 838 “PSG pulls out of Trans-Caspian Gas Pipeline consortium”, AGOC, vol. 5, issue 13, July 21, 2000 et (...)
  • 839 Voir “Shell submits new proposal for construction of Trans-Caspian Gas Pipeline”, AGOC, vol. 5, iss (...)
  • 840 CUTLER, R., “A frosty new year in the Caspian region”, AGOC, vol. 6, issue 3, February 8, 2001.
  • 841 Ce projet de livraison de gaz pendant une période de 25 ans par la Russie à la Turquie a été conclu (...)
  • 842 “Turkey signs deal to buy Azerbaijani gas through new line”, OGJ Online, March 13, 2001.
  • 843 “Iran begins gas delivery to Turkey”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.
  • 844 SHENOY, B., JAMES, W., “Caspian Energy Exports: Turkmenistan fumbling opportunities afforded by Tra (...)
  • 845 Voir ENGUR, E., “Turkey determined to remain at the center of East-West energy corridor”, OGJ, Janu (...)

69Ils y voyaient une possibilité de désenclaver le Turkménistan en évitant à la fois Moscou et Téhéran, ce qui répondait aux objectifs stratégiques américains. Une déclaration d’intention a été signée à ce propos entre l’Azerbaïdjan, la Géorgie, le Turkménistan et la Turquie, lors de la réunion de l’OSCE à Istanbul le 18 novembre 1999834. A l’occasion de la conclusion de cet accord, le président Clinton a offert l’aide des États-Unis pour le financement du projet. Il a déclaré : In the months ahead, our Export-Import Bank, Overseas Private Investment Corporation, and Trade and Development Agency, all will work with you on a commercial financing package835. Bien entendu, ce projet de gazoduc transcaspien se heurtait aux intérêts stratégiques de la Russie et de l’Iran. Comme le rappelait en juin 2000 l’ambassadeur iranien à Moscou, the problem of hydrocarbons transportation should be solved according to economic reasons, not political motives. [...] Iran and Russia are categorically against the construction of the TransCaspian pipeline on the bottom of the sea for the transportation of gas to Europe via Azerbaijan and Turkey. By all parameters the Iranian route is more convenient and should not be ignored836. Pour Achkhabad, la possibilité d’une voie de désenclavement évitant Moscou était également commode en tant qu’instrument politique. Il pouvait utiliser ce projet pour forcer la Russie à négocier de meilleures conditions pour ses exportations gazières. Cependant, à la suite de l’échec des négociations avec le président Niyazov malgré une intervention conjointe des Américains et des Turcs 837 , PSG a abandonné le projet TCGP et fermé ses bureaux à Achkhabad838 alors que pour sa part, Royal Dutch/Shell a continué à croire qu’il pouvait être développé839. Certains observateurs le considèrent désormais comme très improbable, étant donné le manque de vision stratégique du président Niyazov et son incapacité à trouver une solution de compromis avec Bakou et Tbilissi. Le facteur idiosyncrasique a joué un rôle important dans l’échec de ce projet. Niyazov, en compétition personnelle avec le président Aliev, semble incapable de négocier un accord. Il n’a même pas entamé de véritable discussion avec l’Azerbaïdjan en ce qui concerne le problème de l’allocation de quotas pour les productions respectives des deux États, devant transiter par ce gazoduc et ses prolongements vers le marché turc840. Il a fallu une médiation du président turc, Ahmet Necdet Sezer, pour que les deux capitales s’accordent fin de l’année 2000 à propos des quantités allouées à chacune d’entre elles. Dans l’intervalle, l’Azerbaïdjan a entrepris de favoriser le désenclavement de sa propre production de Shah-Deniz. En outre, pour la viabilité même du projet, les exportations de gaz vers l’Ukraine et la Russie réduisent très substantiellement les quantités disponibles pour ce gazoduc transcaspien. Enfin, dernier facteur et non des moindres, le marché turc pourrait en fait ne pas avoir besoin du tout du gaz turkmène pour son approvisionnement. Malgré un accroissement de la consommation de gaz en Turquie (43 milliards de m3 par an en 2005, 55 milliards de m3 par an en 2010, 67 milliards de m3 par an en 2015 et 82 milliards de m3 par an en 2020), les projets concurrents (Blue Stream841, Shah-Deniz842, Iran depuis Tabriz843) devraient couvrir la demande844. Malgré ces difficultés, Ankara semble pourtant ne pas avoir abandonné totalement l’idée d’importer du gaz turkmène845.

  • 846 D’après ENGUR, E., “Turkey determined to remain at the center of East-West energy corridor”, op. ci (...)

44. Les contrats d’approvisionnement gazier signés par la Turquie846

44. Les contrats d’approvisionnement gazier signés par la Turquie846
  • 847 Turkmenistan forecasts gas exports”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002 ; “Itera to buy 10 bn (...)
  • 848 “Turkmens may boost gas supply to Iran”, AGOC, vol. 5, issue 7, April 27, 2000.
  • 849 “Turkmenistan to send 6.5 bn cm of gas to Iran”, op. cit.
  • 850 “Iran could be best route for Central Asian oil and gas pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 22, November (...)
  • 851 “American diplomat sees encouraging signs on Baku-Ceyhan pipeline”, op. cit.

70Étant données les difficultés rencontrées pour atteindre les marchés d’Asie du Sud, de Chine et d’Europe, le Turkménistan s’est tourné vers ses voisins proches : la Russie et l’Iran. Ses principaux clients devraient être, en 2002, l’Ukraine (Neftegaz Ukrainy pourrait acheter 34 milliards de m3 de gaz au prix de 42 US $ pour 1 000 m3), la Russie (Itera devrait également importer 10 milliards de m3 de gaz au prix de 43 US $ pour 1 000 m3) et enfin l’Iran qui devrait importer environ 6,5 milliards de m3 de gaz turkmène au prix de 40 US $ pour 1 000 m3847. Avec Téhéran, Achkhabad a établi un système de swap gazier (accord de 1995848) qui s’est transformé en livraisons payées en devises. Il livre ainsi du gaz au nord de l’Iran par l’intermédiaire du gazoduc de Korpedje à Gorgam (projet financé par Téhéran, entré en fonction en 1998 et dont la capacité pourrait être portée dans l’avenir à 8 milliards de m3 de gaz puis 13 milliards de m3 de gaz par an). En trois ans de fonctionnement, seuls 9 milliards de m3 de gaz ont cependant emprunté cette route vers l’Iran849. Ce type d’accord est rentable pour Téhéran, dont les villes du nord peuvent être approvisionnées par le Turkménistan à moindre coût. Les réserves gazières de l’Iran sont en effet situées dans le sud du pays. Mais au-delà de ce type de projet, malgré des déclarations de principe, nous avons vu que les deux États demeurent rivaux dans le domaine gazier sur les marchés d’Asie du Sud mais aussi en Turquie850. Hormis le cas de l’Arménie, le désenclavement des productions gazières du Turkménistan à travers le territoire de la République islamique ne semble pas véritablement à l’ordre du jour, et ce d’autant que les sanctions imposées par Washington à l’Iran demeurent des obstacles importants pour toute compagnie occidentale potentiellement intéressée. Les États-Unis continuent à s’opposer à tout projet de désenclavement pour les productions turkmènes à travers le territoire iranien. Cette position a été réitérée en novembre 2001 par Steven R. Mann qui a déclaré, “I can’t see how any US official would offer warm words for pipeline projects through Iran851.

  • 852 “Patriotic feat: Russia buys Turkmen gas out from under Turkey and Ukraine”, CDPSP, vol. 51, n° 51, (...)
  • 853 “Putin’s visit to Turkmenistan mostly gas”, Jamestown Monitor, vol. 6, n° 101, May 23, 2000 et “Rus (...)
  • 854 “Putin in green”, CDPSP, vol. 52, n° 21, June 21, 2000, p. 9 et POPE, N., « La Russie conforte sa m (...)
  • 855 WOOLLEN, Ian, “The Russian Oil and Gas Industry: Central Asian gas crucial to future Russian gas su (...)
  • 856 La question des quotas n’est pas le seul problème qui restait à régler entre les deux pays. Voir CU (...)
  • 857 LELYVELD, M., “New Gas Discovery Gives Baku Added Weight”, RFE/RL, December 29, 1999.
  • 858 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.
  • 859 “Kazakhstan to quadruple its gas production in coming 15 years”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 1 (...)
  • 860 CUTLER, R. M., “New configurations around the Caspian: Part 4”, AGOC, vol. 6, issue 8, April 23, 20 (...)
  • 861 “Russia and Kazakhstan sign gas sector agreement”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002.
  • 862 WEISBRODE, K., “Patrol boat procurement makes waves on the Caspian”, Eurasia Insight, July 17, 2001
  • 863 US Energy Administration Information, “Turkmenistan, Country Briefing”, June 2001 (www.da.doe.gov/e (...)

71Récemment, la Russie est également apparue comme un client potentiel important pour le gaz turkmène. Afin de réduire la probabilité de la mise en place du gazoduc transcaspien pour les productions du Turkménistan, la Russie avait conclu, en décembre 1999, un accord avec Achkhabad portant sur l’achat de 20 milliards de m3 de gaz turkmène en 2000852. En outre, en mai 2000, Vladimir Poutine annonçait que la Russie avait l’intention d’accroître ses achats de gaz turkmène de 10 milliards de m3 par an pour atteindre dans le futur 50 à 60 milliards de m3 par an853. Il était prévu que les quantités de gaz turkmène à destination de la Russie atteindraient 20 milliards de m3 pour l’année 2000854. A l’été 2000, Moscou et Achkhabad ne s’étaient cependant pas encore accordés sur le prix de ces nouvelles livraisons et le Turkménistan les avait suspendues en décembre. Elles ont toutefois repris en février 2001, même si Itera n’a pas acheté les quantités prévues. Pour le Turkménistan, le marché russe ne produit cependant pas de plantureux bénéfices, puisque Moscou ne paie en fait que 40 % des exportations en monnaies, le reliquat étant réglé sous forme de livraison de marchandises. Au-delà de l’effet d’annonce du président Poutine au printemps 2000 et des problèmes qui ont émaillé les relations russo-turkmènes en 2001 à propos des prix, la demande croissante en gaz du marché intérieur russe mais aussi le besoin de Moscou de s’assurer des quantités de gaz supplémentaires pour ses exportations vers le marché européen en attendant la mise en exploitation de nouveux champs gaziers, ont rapproché les intérêts des deux pays855. La Russie est devenue le second acheteur de gaz turkmène. En attendant que ses nouvelles réserves puissent être développées, Moscou va sans doute continuer à acquérir du gaz dans ce pays. Bien entendu, cette situation maintient le Turkménistan dans un état de dépendance à l’égard de la Russie. Elle ne l’incitera pas à repenser sa stratégie et à trouver d’autres voies de désenclavement, comme l’axe est-ouest imaginé par Washington dans les années 1990, et ce d’autant que la mise en place d’un gazoduc transcaspien et, au-delà, d’une ligne vers la Turquie et l’Europe se heurte désormais aux intérêts de l’Azerbaïdjan, depuis la découverte du gisement gazier de Shah-Deniz. Bakou envisage en effet d’exporter du gaz de ce champ. Il a ainsi demandé au printemps 2000 que lui soit attribué 50 % de la quantité de gaz transportée par le gazoduc qui pourrait éventuellement relier le Turkménistan à la Turquie, en passant par la Caspienne puis le territoire de l’Azerbaïdjan. Achkhabad a estimé ces exigences démesurées856. Depuis la découverte de Shah-Deniz, nous avons vu que l’Azerbaïdjan est devenu un concurrent direct du Turkménistan, ce qui complique encore davantage le problème de désenclavement pour Achkhabad857. Enfin, pour l’avenir, le Kazakhstan pourrait également devenir à court terme un concurrent direct d’Achkhabad dans le domaine de la fourniture de gaz. Les réserves du pays sont en effet estimées en 2000 à 1,84 billion (1012) de m3 de gaz, c’est-à-dire davantage de réserves que les Pays-Bas858. Sur le plan régional, le Kazakhstan détient à présent 45 % du total du gaz de la mer Caspienne. Selon Uzakbai Karabalin, ministre de l’énergie et des ressources minières, le Kazakhstan a produit, en 2001, 12 milliards de m3 de gaz. Selon lui, en 2015, il pourrait en produire annuellement entre 45 et 50 milliards de m3. Dans ces conditions, en 2015, Astana pourrait exporter vers les marchés russes et l’Europe occidentale entre 29 et 34 milliards de m3 de gaz par an859. Jusqu’ici, Astana envisage d’emprunter les infrastructures de la Russie, prenant ainsi la place d’une partie substantielle du gaz turkmène860. Sans préjuger des difficultés que ce projet pourrait rencontrer, les perspectives d’exportation pour les productions d’Achkhabad risquent de se trouver réduites d’autant. Astana et Moscou n’ont d’ailleurs pas perdu de temps, puisque le Premier ministre russe et son homologue kazakh ont signé un accord portant sur la mise en commun pour 10 ans de la production gazière des deux pays. L’accord prévoit la constitution d’une entreprise commune (joint venture) entre Gazprom et Kaztransgaz pour la mise en place d’un gazoduc devant relier les champs du Kazakhstan aux infrastructures russes861. Étant donnée son incapacité à s’entendre avec Bakou (les deux pays n’ont plus d’ambassades dans leur capitale respective depuis juin 2001862) qui empêche tout essor d’un nouveau projet transcaspien, mais aussi vu le veto américain sur toute voie de désenclavement traversant le territoire iranien, Achkhabad se trouve plus que jamais dépendant de son voisin russe pour ses exportations. L’absence d’infrastructures de désenclavement pour sa production et la difficulté de traiter avec le président Niyazov ont été identifiées comme les facteurs principaux limitant l’essor des exportations gazières du pays. Si on ajoute à ces facteurs le problème essentiel de l’absence de marchés proches, le tableau qui se dessine pour l’avenir du pays est très loin des rêves de nouveau « Koweït » que l’on évoquait à son égard dans la presse au début des années 1990. L’économie turkmène risque de demeurer fragile, le pays étant extrêmement dépendant des ventes de gaz pour une large part de ses revenus. Comme le remarquait l’administration américaine, même si la croissance de l’économie du pays atteint 6 % en 2001, le produit national brut turkmène représentera seulement 59 % de son niveau de 1990863. Plus de dix ans après l’indépendance, le Turkménistan n’est donc pas véritablement sorti de l’orbite de la Russie. Pour l’instant, l’intervention américaine en Afghanistan ne remet pas en cause cet état de fait. Nous avons vu que les possibilités d’implantation d’un gazoduc trans-afghan vers les marchés de l’Asie du Sud et l’Océan Indien sont encore grevées de lourds handicaps. Enfin, dans le contexte de l’établissement d’une coopération entre Washington et Moscou tendance qui reste cependant à confirmer , le projet transcaspien a peu de chances d’être relancé.

Notes

556 Une version abrégée de cette section a fait l’objet d’une publication dans un numéro spécial consacré au 11 septembre, de la revue Outre-Terre, publiée par l’université de Marne-la-Vallée : DJALILI, M.-R., KELLNER, T., « Canaux et canalisations », Outre-Terre (Revue française de géopolitique), n° 2, mai 2002, pp. 115-148.

557 TOLF, R. W., The Russian Rockefellers: the saga of the Nobel family and the Russian oil industry, Stanford, Hoover Institution Press, Stanford University, 1976, xv-269 p.

558 Voir YERGIN, D., The prize: the epic quest for oil, money, and power. New York, London, Simon & Schuster, 1991, xxxii-877 p. et LEEUW, C. van der, Oil and Gas in the Caucasus. A History, London, Curzon Press, 2000, 190 p.

559 Voir ALLONSIUS, D., Le régime juridique de la mer Caspienne. Problèmes actuels de droit international public, Paris, LGDJ, 1997, xvii-136 p. La mer Caspienne s’étant sur 1 200 km du nord au sud et 430 km d’est en ouest. Sa superficie est de 370 000 km2.

560 Nations unies, Texte officiel de la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer, New York, 1984, 267 p.

561 CUTLER, R.M., “Developments in the evolving Caspian legal regime: Part 2 of 2”, AGOC, vol. 5, issue 17, September 15, 2000.

562 Détails in “Turkmenistan files suit to claim ownership of Caspian oil field”, AGOC, vol. 5, issue 16, September 4, 2000 et CUTLER, R., “Do all roads lead to Ashgabat?”, AGOC, vol 6, issue 10, June 1, 2001.

563 “Turkmenistan may develop Caspian oilfield with Iran”, AGOC, vol. 5, issue 7, April 27, 2000.

564 LELYVELD, M., “Russia: Criticism of Turkmenistan may aim to please Azerbaijan”, RFE/RL, September 5, 2001.

565 BRANSTEN, J., “Russia/Turkmenistan: Once again, Putin’s talks with Niyazov yield no substantial results”, RFE./RL, January 21, 2002.

566 VERSHININ, A., “Long-delayed Caspian summit rescheduled for this year, Turkmen president says”, Associated Press, January 9, 2002.

567 LELYVELD, M., “Russia: will a new formula for sharing Caspian riches work?”, RFE/RL, November 28, 2001.

568 Moscou et Bakou se sont en outre accordés en janvier 2002 pour entamer le processus de fixation de la frontière maritime en suivant la ligne médiane in “Russia, Azerbaijan agree to start drawing median line in “Caspian Sea”, Interfax, January 26, 2002.

569 “Azerbaijan and Kazakhstan sign bilateral agreement”, AOGC, vol. 7, issue 1, January 09, 2002 et LELYVELD, M., “Iran: Azerbaijan-Kazakhstan Caspian Accord Irks Tehran”, RFE/RL, December 5, 2001.

570 LELYVELD, M., “Caspian: Moscow attempts to set sea borders”, RFE/RL, January 10, 2002.

571 “Azeri-Kazakh deal on Caspian Sea boundaries provokes Iran”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002.

572 COE, C., “Kazakhstan and Azerbaijan agree on Caspian Sea boundaries”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002.

573 PEUCH, J.-C, “Caspian: Dispute highlights poor state of Azerbaijani-Iranian ties”, RFE/RL, August 9, 2001.

574 LELYVELD, M., “Azerbaïdjan: Turkey pursues ambiguous ties”, RFE/RL, August 28, 2001.

575 Cité in LELYVELD, M., “Another Caspian row in the making?”, RFE/RL, February 26, 2002.

576 “Caspian Sea status dispute could see resolution”, RFE/RL Turkmen report, January 24, 2002.

577 “...As envoys come closer to accord on legal status of Caspian”, RFE/RL Newsline, January 25, 2002.

578 LELYVELD, M., “Russia: Caspian Sea conference fails”, RFE/RL, March 1, 2002 et “Iran considers 20 % share in Caspian sea resources as its right”, Caspian News Agency, February 28, 2002.

579 LELYVELD, M.,“Caspian: Azerbaijan, Iran seek new phase in border dispute”, RFE/RL, June 18, 2002 et “Khatami stresses detente, warns of Foreign Presence in Caspian”, Tehran Times, June 29, 2002.

580 “Russia: Minister suggests multinational Caspian force”, RFE/RL, August 10, 2002.

581 “MP rejects change in Iran’s stance on Caspian Sea issue”, Irna, August 10, 2002.

582 LELYVELD, M., “Russia: Caspian meeting ends with few clues on progress”, RFE/RL, 25 January 2002.

583 Voir les remarques de Jean Laherrère in LAHERRERE, J., Forecasting Future Production from Past Discovery, Presented during the OPEC seminar in Vienna entitled “OPEC and the Clobal Energy Balance: Towards a Sustainable Energy Future”, September 28, 2001 in (www.oilcrisis.com/laherrere/opec2001.pdf).

584 La terminologie est importante el doit être précisée pour éviter les malentendus. « Les réserves sont dites prouvées lorsque l’on estime pouvoir produire de 85 à 95 % de leur montant, à partir des données géologiques et techniques de structures connues, aux conditions technologiques et économiques du moment. Les réserves “non-prouvées” se divisent en réserves probables (probabilité de production de 50 %) et possibles (probabilité de production variant de 5 à 15 %) » in IN DUBIEN. A., « Pétrole et gaz du Bassin caspien : de nombreuses incertitudes », La revue internationale et stratégique, n° 34, été 1999, p. 76.

585 Terry Adams, ancien président de l’AIOC écrivait à ce sujet que “Oil reservoirs are complex and deeply buried. The Caspian seabed is active and unstable; and much of the prospective areas lie within very deepwater. Also within the geological section to be drilled above these reservoirs, zones of severe formation overpressure are frequently present, which challenge current drilling technology” in ADAMS, T., Caspian Hydrocarbons, the Politicisation of Regional Pipelines, and the Déstabilisation of the Caucasus”, Caucasian Regional Studies, vol. 5, Issue 1 & 2, 2000 in (www.vub.ac.be/publi/crs/eng/0501-00.htm).

586 Outre le coût lié à l’exploitation, il faut également transporter le pétrole caspien vers les marchés consommateurs, ce qui accroît encore son prix. Terry Adams compare à ce propos les productions caspiennes, celles de la mer du Nord et celles du Moyen-Orient. Le verdict est éclairant : “Currently the built up cost per barrel for North Sea and Caspian oil are roughly equal ($ 12.50/bl). Both compare unfavourably with the Gulf ($2/bl) in Idem.

587 US Energy Information Administration, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspgrfih.html#TAB1).

588 Cité in LAHERRERE, J. « Vers un Déclin de la Production Pétrolière », Institut Supérieur Industriel de Bruxelles, colloque « Energie et développement durable », 11 octobre 2000 in (www.oilcrisis.com/laherrere/isib/).

589 IISS, Strategic Survey 1997-1998, Oxford, Oxford University Press, April 1998, p. 23. Une étude récente donne des chiffres similaires. Selon Pétrostratégies, les réserves pétrolières prouvées du bassin de la Caspienne tournent autour de 39,4 milliards de barils. D’après “New study says Caspian oil reserve estimates are exaggerated, AGOG vol. 7, issue 13, June 27, 2002.

590 L’Agence internationale de l’énergie les situe entre 2 % et 6 % des réserves mondiales prouvées.

591 Cité in KOHL, W., “The Development of Caspian Sea Oil: Implications for Opec”, in Caspian Energy Resources. Implications for the Arab Gulf, Abu Dhabi, The Emirates Center for Strategic Studies and Research, Reading, Ithaca Press, 2000, p. 127.

592 US Energy Information Administration, “Caspian Sea Region”, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspian.html).

593 CAMPBELL, C.J., “Running Out of Gas. This Time the Wolf is Coming”, The National Interest, n° 51, Spring 1998, p. 52.

594 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, OGJ, December 17, 2001.

595 CONANT, M.A., The oil factor in US foreign policy, 1980-1990, Lexington, Mass., Lexington Books, 1982, xvi-119 p.

596 Voir les remarques de l’ancien président de l’AIOC in ADAMS, T., “Caspian Hydrocarbons, the Politicisation of Regional Pipelines, and the Destabilisation of the Caucasus”, op. cit.

597 US Energy Information Administration, “Caspian Sea Region”, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspian.html).

598 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

599 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Caspian production potential-2: Risks temper Caspian rewards potential“, OGJ, December 24, 2001.

600 US Energy Information Administration, July 2001 in (www. eia. doe.gov/emm/cabs/caspgrph. hlml#TAB1).

601 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

602 US Energy Information Administration, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspgr-ph.html#TAB1).

603 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

604 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

605 MYERS JAFFE, A., MANNING, R., “The Myth of the Caspian ‘Great Game’: The real geopolitics of energy”, Survival, vol. 40, n° 4, Winter 1998-1999, p. 118.

606 Créée en 1960 lors de la Conférence de Bagdad, l’Organisation des pays producteurs de pétrole (OPEP) siège à Vienne et regroupe onze pays (l’Arabie Saoudite, l’Irak, l’Iran, le Koweït, le Vénézuela, le Qatar, l’Indonésie, la Libye, les Émirats arabes unis, l’Algérie et le Nigéria).

607 Pour CJ, Campbell, la part du Moyen-Orient dans l’approvisionnement pétrolier mondial pourrait passer de 30 % en 2000 à 35 % en 2002 et 50 % en 2009, in CAMPBELL, C.J., “Myth of spare capacity setting the stage for another oil shock”, OGJ, March 20, 2000.

608 Voir DUSSOUY, G., Quelle géopolitique pour le xxie siècle ?, Bruxelles, Editions Complexe, 2001, p. 222 note 122.

609 National Energy Policy, Report of the National Energy Policy Development Group, Washington DC, May 2001, chapter 8-4 in (www.whitehouse.gov/energy/National-Energy-Policy.pdf).

610 Chiffre cité in DUSSOUY, G., Quelle géopolitique pour le xxie siècle ?, op. cit., p202.

611 SHAFFER, B., “A Caspian Alternative to OPEC”, The Wall Street Journal, November, 2001.

612 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

613 Idem.

614 Idem.

615 G. Raballand note que « le terme “enclavement” est utilisé dans le même sens que land-locked, c ’est-à-dire qu ’est considéré comme un Etat enclavé un Etat qui n’a pas accès à une mer ouverte. Cela rejoint la définition juridique des Etats sans littoral. L’élément juridique d’accès à une mer ouverte est capital notamment pour la question de la Caspienne. En effet, par l’intermédiaire des canaux Volga-Don, la mer Caspienne communique avec la mer Noire. Pourtant, le Kazakhstan ou le Turkménistan sont compris comme des Etats enclavés dans la mesure où la communication à la mer par des canaux n’est pas considérée comme un véritable accès à une mer ouverte » in RABALLAND, G, « Géoéconomie des États sans littoral », op. cit.

616 Pour une comparaison des ressources des cinq républiques d’Asie centrale dans le domaine énergétique, voir EBEL, R. E., Energy choices in the Near Abroad: the haves and have-nots face the future, Washington, DC, Center for Strategic and International Studies, 1997, vii-376 p.

617 Sur les problèmes spécifiques à l’enclavement, voir RABALLAND, G., « Géoéconomie des États sans littoral », op. cit., et HAUSMANN, R., “Prisoners of geography”, Foreign policy, January 2001 in (www.stcloudstate.edu/dwall/geog271/prisonersofgeography.htm).

618 HILL, F., « Une stratégie incertaine: la politique des États-Unis dans le Caucase et en Asie centrale », Politique étrangère, n° l, 2001, pp. 95-108.

619 “Caspian Sea States sign new pipeline protocol with Kazakhstan”, AGOC, vol. 6, issue 6, March 22, 2001 et “Kazakhstan may be interested in shipping oil through Baku-Ceyhan pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 6, March 22, 2001.

620 LELYVELD, M., “Russia: Official seeks Kazakh Explanation on Pipeline”, RFE/RL, March 13, 2001. En avril, il a ajouté que de toute façon, il n’y aurait pas assez de pétrole pour remplir le BTC avant 2015 in “Caspian sovereignty issue no obstacle to oil projects”, Turkmenistan Daily Digest, Eurasianet, April 12, 2001.

621 LELYVELD, M., “Caspian: Russia softens opposition to Baku-Ceyhan pipeline”, RFE/RL, March 6, 2001.

622 “Putin’s Baku visit helps to confirm Russia’s Caucasus intentions”, Eurasia Insight, January 11, 2001.

623 PEUCH, J.-C, “Azerbaijan: Putin tries to overcome years of mistrust”, RFE/RL, January 10, 2001 et LELYVELD, M., “Azerbaijan: cooperation with Russia seems to be paying off”, RFE/RL, November 20, 2001.

624 LELYVEl.D, M., “Russia: Moscow may switch pipeline policy”, RFE/RL, May 28, 2001.

625 Strobe Talbott a sans doute été le premier à déclarer clairement que l’Asie centrale, et particulièrement la région de la Caspienne, était vitale pour les Etats-Unis. Il notait ainsi en 1997 The United States has a stake in their success. If reform in the nations of the Caucasus and Central Asia continues and ultimately succeeds, it will encourage similar progress in the other New Independent Slates of the former Soviet Union, including in Russia and Ukraine. It will contribute to stability in a strategically vital region that borders China, Turkey, Iran, and Afghanistan and that lias growing economic and social ties with Pakistan and India. The consolidation of free societies, at peace with themselves and with each other, stretching from the Black Sea to the Pamir mountains, will open up a valuable trade and transport corridor along the old Silk Road between Europe with Asia. The ominous converse is also true. If economic and political reform in the countries of the Caucasus and Central Asia does not succeed – if internal and cross-border conflicts simmer and flare – the region could become a breeding ground of terrorism, a hotbed of religious and political extremism, and a battleground for outright war. It would matter profoundly to the United States if that were to happen in an area that sits on as much as 200 billion barrels of oil. That is yet another reason why conflict-resolution must be Job One for US policy in the region: It is both the prerequisite for and an accompaniment to energy development in Deputy Secretary S.Talbott, “A Farewell to Flashman: American Policy in the Caucasus and Central Asia”, Address at the Johns Hopkins School of Advanced International Studies, Baltimore, Maryland, July 21, 1997 in (www.state.gov/www/regions/nis/970721talbott.html).

626 Voir An Agenda for Renewal, US-Russian Relations, A Report by the Russian and Eurasian Program, Carnegie Endowment for International Peace, December 2000, 54 p. in (www.ceip.mg/files/PDF/rea.Agenda.pdf). Egalement la perception de la zone Caspienne clans le National Energy Policy, op. cit., chapter 8-12 in (www.whitehouse.gov/energy/National-Energy-Policy.pdf).

627 LELYVELD, M., “Turkey: Reports raise doubts about US support for pipeline”, RFE/RL, January 8, 2001.

628 Les autres partenaires sont la Fédération de Russie qui détient 24 % des parts, le Kazakhstan (19 %), le Sultanat d’Oman (7 %), Lukarco BV (12,5 %), Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited (7,5 %), Mobil Caspian Pipeline Company (7,5 %), Agip International (NA) NV (2 %), BG Overseas Holdings Limited (2 %), Kazakhstan Pipeline Ventures LLC (1,75 %) et Oryx Caspian Pipeline LLC (1,75 %). Voir Office of the Press Secretary, Caspian Pipeline Consortium Fact Sheet. Caspian Pipeline Consortium, November 13, 2001 in (www.whitehouse.gov/news/releases/2001/11/20011113-17.html) et “Kazakh-Russia oil pipeline opens officially”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.

629 Lors d’une réunion à Houston le 10 janvier 2002, Stephen R. Mann, conseiller au Département d’Etat pour la Caspienne a déclaré à propos de l’oléoduc Bakou/Tbilissi/Ceyhan que nothing must interfere with development of the proposed Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) oil pipeline from Azerbaijan through Turkey to the Mediterranean Sea in FLETCHER, S., “US firm on Iranian trade limitations, says State department executive”, OGJ, January 21, 2002. Dick Cheney, malgré ses prises de positions antérieures à sa nomination dans la nouvelle administration, a également affirmé le soutien de l’administration Bush à la ligne Bakou-Ceyhan. Voir LORENZETTI, M., “US officials foresee no delays for Baku-Ceyhan oil export pipeline”, OGJ Online, January 17, 2002.

630 “Caspian oil starts flowing via $ 2,6 billion export pipeline”, OGJ Online, November 27, 2001.

631 RASHID, A., “Russia anxious over grip on oil as US firms join Great Game”, AGOC, vol. 6, issue 22, November 21, 2001.

632 SOHBFTQIZI, N., “Pragmatism guides Russian-Azerbaijani deal making”, Eurasia Insight, January 11, 2002.

633 TORBAKOV, I., “Russia focuses attention on Caspian basin issues”, Eurasia Insight, February 5, 2002 et BAEV, P., “Caspian borders: what is there for Russia?”, The Analyst, February 13, 2002.

634 LELYVELD, M., “Russian Plan Seen Seeking Control of Central Asian Gas Exports”, RFE/RL Turkmen Report, January 27, 2002.

635 Voir SOCOR, V., “Lock, stock and barrel: Moscow and Kazakh oil transit”, Russia and Eurasia Review, vol. 1, issue 3, July 2, 2002.

636 Actuellement, SOCAR détient 50 % des parts du projet, British Petroleum 25,41 %, Unocal 7,65 %, Statoil (Norvège) 6,37 %, TPAO (Turquie) 5,02 %, Itochu Oil (Japon) 2,92 %, Devon Energy 0,6 %, et le joint-venture américano-saoudien Delta Hess 2,03 %. Lukoil pourrait participer au projet à hauteur de 7,5 %. Voir “Russia shows increasing interest in US-backed pipeline”, AGOG, vol. 6, issue 23, December 6, 2001 et “LUKoil to participate in financing of Baku-Ceyhan Pipeline?”, REE/RL, Newsline, December 28, 2001.

637 “Russia undecided on participation in Baku-Ceyhan oil pipeline”, AIT, January 27, 2002 et LELYVELD, M., “Will Russia’s LUKoil join the Baku-Ceyhan pipeline project?”, REE/RL, February 27, 2002.

638 LELYVELD, M., “LUKoil withdraws from deal on Baku-Ceyhan oil pipeline”, RFE/RL, May 1, 2002.

639 LELYVELD, M., “Russia finding way to take part in US-backed pipeline”, RFE/RL, June 11, 2002.

640 Voir US Energy Administration Information, “Iran, Country Briefing, October 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/iran.html) et “US industry accepts 5 year extension of Iran-Libya sanctions”, OGJ Online, August 7, 2001.

641 Détails in KLEIN, J., “Letter from Teheran. The Shadow Land”, The New Yorker, February 18, 2002.

642 “CGES meeting told Iran primed to export gas when sanctions ease” OGJ Online, September 25, 2001 et “Iran’s gas prospects seen brightening amid terrorism aftermath”, OGJ, October 1, 2001.

643 Voir DJALILI, M.-R., Iran : l’illusion réformiste, Paris, Ed. Presses de Sciences-Po, 2001, 128 p.

644 Voir “Khamenei warns of threats, slams US war-mongering”, Payvand’s Iran News, March 3, 2002.

645 Voir The President’s State of the Union Address, The United States Capitol, Washington, DC, January 29, 2002 in (www.whitehouse.gov/news/releases/2002/01/20020129-11.html).

646 FLETCHER, S., “US firm on Iranian trade limitations, says State department executive”, op. cit.

647 The White House, Office of the press secretary, “Remarks by the national security advisor Condoleezza Rice to the conservative political action conference”, January 31, 2002.

648 KNOWLTON, B., “US Stepping up criticism of Iran; Aide sees ‘Axis’ as ‘Clear Threat’”, International Herald Tribune, February 3, 2002.

649 “Iran: Tehran denies helping Al-Qaeda”, RFE/RL, February 4, 2002.

650 US Energy Administration Information, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspgrph.html#TAB1).

651 Selon l’administration américaine, depuis 1990, plus de 3,4 milliards de dollars ont été investis dans le secteur pétrolier du pays. Selon Natik Aliyev, le président de SOCAR, les investissements étrangers dans le secteur du pétrole devraient atteindre 2 à 2,5 milliards de dollars en 2001, cité in US Energy Administration Information, “Azerbaijan, Country Briefing”, May 2001 in (www.eia.doe.gov/cabs/azerbjan.hlml).

652 SNIECKUS, D., “Watching the world: Caspian hopes head north”, OGJ, July 16, 2001.

653 US Energy Administration Information, “Azerbaijan, Country Briefing”, May 2001 in (www.eia.doe.gov/cabs/azerbjan.html).

654 Voir (www.offshore-technologf.com/projects/shah_deniz/). Les partenaires dans ce projet sont : BP Amoco (UK) 25,5 %, Statoil (Norvège) 25,5 %, Elf (France) 10 %, TPAO (Turquie) 9 %, SOCAR (Azerbaïdjan) 10 %, Lukagip (Russia/Italy) 10 %, et OIEC (Iran) 10 %.

655 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

656 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Risk management, financing availability keys to winning in Caspian region”, OGJ, July 24, 2000.

657 US Energy Administration Information, “Azerbaijan, Country Briefing”, May 2001 in (www.eia.doe.gov/cabs/azerbjan.html).

658 Ce consortium est formé de BP-Amoco (25,5 %), Statoil (25,5 % Norvège), Oil Industries Engineering and Construction Company (10 % Iran), LUKAgip (10 % Russie/Italie), Elf Petroleum Azerbaïdjan (10 % France), TPAO (9 % Turquie) et Socar (10 % Azerbaïdjan).

659 COE, G, “Statoil promotes drive to export Shah-Deniz gas to Turkey and Europe”, AGOC, vol. 5, issue 12, July 7, 2000.

660 “Azerbaijan and Georgia sign gas export treaty”, AGOC, vol. 5, issue 14, August 7, 2000.

661 “Turkey signs deal to buy Azerbaijani gas through new line”, OGJ Online, March 13, 2001.

662 ISMAILOVA, G., “Azerbaijan and Georgia sgned an agreement on Baku-Tbilisi-Erzrum gas pipeline”, The Analyst, October 10, 2001.

663 “Azeri Foreign minister and Georgian envoy signed protocol on gas transit, Civil Georgia, February 5, 2001 in (www.civil.ge).

664 YOUNG, D., “Azerbaijan, Georgia agree on tariffs for gas pipeline to Turkey”, OGJ Online, October 1st, 2001 et YOUNG, D., “Tariff agreement signals important step for natural gas line to Turkey”, OGJ, October 29, 2001.

665 LELYVELD, M., “Azerbaijan: World Bank denies agreeing to support pipeline project”, RFE/RL, December 14, 2001.

666 CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 7”, AGOC, vol. 5, issue 19, October 18, 2000.

667 GOE, C, “Blue Stream pipeline work complete”, vol. 7, issue 13, June 27, 2002.

668 Voir la serie d’articles de Robert Cutler, CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 1”, AGOC, vol. 5, issue 12, July 7, 2000 ; CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 2”, AGOC, vol. 5, issue 14, August 7, 2000 ; CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 4”, AGOC, vol. 5, issue 15, August 18, 2000 ; CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 5”, AGOC, vol. 5, issue 16, September 4, 2000 ; CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 6”, AGOC, vol. 5, issue 17, September 15, 2000 ; CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 7”, AGOC, vol. 5, issue 19, October 18, 2000 ; CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation : Part 8”, AGOC, vol. 6, issue 1, January 11, 2001 ; CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 9”, AGOC, vol. 6, issue 1, January 11, 2001.

669 CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 8”, op. cit.

670 “BP to propose building two pipelines for Caspian oil and gas”, AGOC, vol. 6, issue 13, July 17, 2001.

671 GUEYRAS, J., « Le conflit du Caucase sud dans l’impasse. Impossible troc entre Arménie et Azerbaïdjan », Le Monde diplomatique, mars 2001, p. 7 et “Are there any prospects that the Nagorno Karabakh conflict will be settled in near future?”, RFE/RL Azerbaijan Report, January 19, 2002. Pour l’arrière-plan de ce conflit, voir CROISSANT, M. P., The Armenia-Azerbaijan conflict: causes and implications, Westport, Praeger, 1998, xiv-172 p. ; JOLICOEUR, P., “Influence de la Russie dans le conflit du Nagorno-Karabakh entre 1988 et 1996”, Institut québécois des hautes études internationales, Les cahiers de l’Institut, n° 9, 1998, 144 p. et WEISBRODE, K., “Central Eurasia: prize or quicksand?: contending views of instability in Karabakh, Ferghana and Afghanistan”, Adelphi paper, n° 338, May 2001, 96 p.

672 CUTLER, R., “Renewed conflicts in the Caspian: Part 1”, AGOC, vol. 6, issue 17, September 11, 2001.

673 Voir Georgians and Abkhazians: the search for peace, settlement, Eds. Bruno Coppieters, Ghia Nodia and Yuri Anchabadze, Koln, Bundesinstitut fur Ostwissenschaftliche und Internationale Studien, 1998, 178 p.et Federal practice: exploring alternatives for Georgia and Abkhazia, Bruno Coppieters, David Darchiashvili, and Natella Akaba (eds.), Brussels, VUB University Press, 2000, 281 p.

674 BIT-SULEIMAN, D., “Georgian Armenians call for autonomy”, Eurasia Insight, February 27, 2002.

675 Voir sur cette région, KURTSIKIDZE, S., CHIKOVANI, V, Georgia’s Pankisi Gorge: An Ethnographic Survey, Berkeley Program in Soviet and Post-Soviet Studies Working Paper Series, Spring 2002, 45 p.

676 Voir DEVDARIANI, J., “A planned strong complaint from Georgia becomes a show of Russian power”, Eurasia Insight, December 3, 2001 et MAISAIA, V., JOTUN, P., “Internal turmoil in Georgia and its international implications”, The Analyst, February 13, 2002.

677 Voir « Nouvelle tension entre la Russie et la Géorgie », Le Monde, Juillet 31, 2002 ; PEUCH, J.-C, “Caucasus: Russia, Georgia cross swords over Chechnya”, RFE/RL, August 5, 2002 et “Russian-Georgian tensions increase over Pankisi”, Civil Georgia, August 5, 2002 (www.civil.ge).

678 “Azerbaijan, Turkey and Georgia to finalize new security treaty”, Civil Georgia, January 4, 2002 (www.civil.ge) et “Russia repeats concern over possible Turkish military presence in Azerbaijan”, RFE/RL Newsline, February 12, 2002.

679 PEUCH, J.-C., “Georgia: Shevardnadze to act under constraint in Abkhazia, Pankisi”, RFE/RL, January 31, 2002.

680 Signe du climat de détente entre les deux pays, Bakou et Moscou sont parvenus à un accord en janvier 2002 sur la location par la Russie de la station radar d’alerte précoce de Cabala située en Azerbaïdjan et que Moscou considère comme une infrastructure essentielle à sa sécurité. Selon cet accord, la Russie payera 7 millions de dollars pendant 10 ans pour la location de ces installations. Voir “Gabala Radiolocation Station Leased To Russia, RFE/RL Azerbaijan Report, January 19, 2002 et “Giving away the store?”, RFE/RL Caucasian Report, vol. 5, n° 5, January 31, 2002.

681 L’AIOC contrôle les champs pétrolifères de Azeri et Chirag, ainsi qu’une partie de Guneshli. Il est formé de BP (17,1 %), Amoco (17 %), Socar (10 %), Lukoil (10 %), Unocal (10 %), Statoil (8,6 %), Exxon (8 %), TPAO (6,8 %), Pennzoil (4,8 %), Itochu (4 %), Ramco (UK) (2,1 %) et Delta-Nimir (Arabie Saoudite) (1,6 %). Pour les autres consortiums pétroliers en Azerbaïdjan, voir MENON, R., “Treacherous Terrain: The Political and Security Dimensions of Energy Development in the Caspian Sea Zone”, NBR Analysis, vol. 9, n° l, 1998, pp. 40-43.

682 DELAY, J., “Transneft’s new Caspian pipeline: All dressed up and no place to go”, AGOC, vol. 5, issue 15, August 18, 2000.

683 “Report on SOCAR’s oil output”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

684 “Giving away the store?”, op, cit.

685 “SOCAR to maintain exports at its current rate”, AGOG, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.

686 “Dagestan pipeline explosion causes considerable oil spill”, AGOG, vol. 6, issue 19, October 9, 2001.

687  Voir PETROSSIAN, V, “The Gulf of the north it is not”, MEED, April 1999, pp. 9-10.

688 LEIYVELD, M., “Georgia: Fighting raises concerns over pipelines”, RFE/RL, October 12, 2001.

689 US Energy Information Administration, May 2001 in (www.eia.doe.gove.meu/cabs/azerproj.html).

690 Voir “Fact Sheet: Caspian Energy Pipelines”, November 17, 1999, (www.usia.gov). A l’occasion de la conlusion de cet accord, le Président Clinton a offert l’aide des Etats-Unis pour le financement du projet. Il a déclaré : In the months ahead, our Export-Import Bank, Overseas Private Investment Corporation, and Trade and Development Agency, all will work with you on a commercial financing package in Office of the Press Secretary, Remarks by the President at Signing Ceremony for the Baku-Ceyhan and Trans-Caspian Gas Pipeline Protocol, Ciragan Palace, Istanbul, Turkey, November 18, 1999, (www.usia.gov).

691 “Georgia seeks upper hand on Baku-Ceyhan pipeline project”, Turkistan Newsletter, vol. 101, 072, August 9, 2000.

692 LELYVELD, M., “Caspian: slow progress on pipelines raises concerns” , RFE/RL, January 27, 2000. Les demandes géorgiennes étaient, the international investors to bear the costs of compensating Georgian land owners for the land tracts to be expropriated along the planned pipeline route; Georgia to be exempted from responsibility for the pipeline's security and financial liability in case of ‘force majeure’ incidents; the transit tariff accruing to the Georgian government to be raised to 20 cents per barrel (from a far lower level that had been envisaged) on the Georgian stretch of the pipeline; Georgia to be allowed to retain for its own use (presumably for processing at a yet-to be built refinery in Supsa) a 3 percent quota of the crude oil bound for Turkey from Baku; the partners to finance environmental protection measures along the pipeline route ‘according to Western environmental standards’; and Georgian companies guaranteed to participate as subcontractors in certain pipeline construction operations in “Tbilisi slows down Baku-Tbilisi-Ceyhan Project”, Jamestown Monitor, vol. 6, n° 44, March 2, 2000. Les demandes géorgiennes touchant à l’allocation de pétrole brut répondaient au fait que Tbilissi chercherait à construire une nouvelle raffinerie à Supsa, ce qui pourrait transformer la Géorgie en pays exportateur de produit raffiné.

693 CUTLER, R., “The Baku-Tbilisi-Ceyhan pipeline: off the drawing-boards and into the field”, The Analyst, October 24, 2001.

694 “Radio Interview with Sheverdnadze: Baku-Ceyhan to go forward”, BBC, February 27, 2001.

695 COE, C., “BP’s John Browne sees BTC and Shah-Deniz pipelines move forward”, AGOC, vol. 6, issue 14, July 31, 2001.

696 “Georgian president discusses Caspian oil, gas transit”, RFE/RL Newsline, December 18, 2001.

697 “Kashagan oil field can grow into legend”, AGOC, vol. 6, issue 9, May 8, 2001.

698 Voir “International lenders keen to invest in Baku-Ceyhan oil pipeline”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

699 “None of Oil Export Routes can do without Kazakh Oil- PM”, Interfax, January 24, 2002.

700 LELYVELD, M., “Nazarbaev to Seek Balance Between US, Russia On” , RFE/RL, December 7, 1999.

701 “Baku-Ceyhan sponsor group presents plan to Russian companies”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002.

702 Le 4 février 2002, le Premier Ministre kazakh, Qasymzhomart Toqaev, a toutefois réaffirmé lors d’une rencontre avec le Vice Préident américain Dick Cheney, le secrétaire d’Etat Colin Powell, et le conseiller aux questions de sécurité Condoleezza Rice, l’intérêt du Kazakhstan dans la construction de la ligne Bakou-Tbilissi-Ceyhan in “Kazakhstan reaffirms interest in Baku-Ceyhan”, RFE/RL Newsline, February 6, 2002.

703 “Azerbaijan’s elite guards to protect Shah-Deniz pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 21, November 7, 2001.

704 XORBAKOV, I., “A new security arrangement takes shape in the South Caucasus”, Eurasia Insight, January 24, 2002.

705 “United States expands anti-terrorism war to Georgia”, Stratfor, February 22, 2002 et PEUCH, J.-C., “Georgia: what are the motives for US sending elite troops?”, RFE/RL, February 27, 2002.

706 Voir JARREAU, P., « Un lien obligé avec les Etats-Unis », Le Monde, 2 mars 2002.

707 Idem.

708 Expression forgée in KEMP, G., HARKAVY, R., Strategic Geography and the Changing Middle East, op. cit.

709 NOUGAYREDE, N., « Vladimir Poutine approuve la présence militaire américaine en Géorgie », Le Monde, 2 mars 2002.

710 LAYTON, S., Russian literature and Empire. Conquest of the Caucasus from Pushkin to Tolstoy, Cambridge, Cambridge University Press, 1994, 354 p.

711 HIRO, D., “Iran faces regional en circlement”, MEI, June 28, 2002 , pp. 27 et 29.

712 Voir details in US Energy Information Administration, “Turkey: Environmental Issues”, March 2000 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/turkenv.hlml#MARINE_POLLUTIONl).

713 Voir le site de l’organisation “Peace with Nature” in (www.dogailebaris.org.tr/IndexEng.htm).

714 Cite in ERGINSOY, A., “Kazakh oil faces a difficult passage through Turkish waters”, Eurasia Insight, May 8, 2001.

715 TACIS, “Inogate programme: complementary feasibility studies for oil and gas from the Caspian sea region to central and eastern europe”, Report phase 3, project number: INO 9701, Technical, environmental and economical pre-feasibility studies, January 2001 in (www.inogate.org/html/resource/resource2.html).

716 Voir CUTLER, R., “Increasing complexity in the evolving Caspian pipeline network”, AGOC, vol. 6, n° 9, May 9, 2001.

717 D’après TACIS, “Inogate programme: complementary feasibility studies for oil and gas from the Caspian sea region to central and eastern europe”, F-page 22.

718 Idem, F-page 24.

719 Idem, F-page 22.

720 “Azerbaijan may sell part of its stake in export pipeline project”, RFE/RL Newsline, January 25, 2002.

721 US Energy Information Administration, July 2001 in (www.da. doe.gov/emeu/cabs/caspgrph.htm#TAB1).

722 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

723 US Energy Information Administration, July 2001 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspgrph.html#TAB1).

724 Consortium dont les parts étaient détenues par Exxon Mobil (14,3 %), Royal Dutch/Shell Group (14,3 %), Agip SpA (14,3 %), BG PLC (14,3 %), TotalFinaElf SA. (14,3 %), Phillips Petroleum Co (7,1 %), BP Amoco Corp. (7,1 %), Statoil (7,1 %) et Inpex (7,l %).

725 LELYVELD, M., “Coastal oil discovery confirmed”, RFE/RL, 25 July, 2000.

726 JONES, M., “OKIOC finds oil and gas”, Financial Times, July 24, 2000.

727 “Kashagan East-2 well in Caspian Sea flows 7,400 b/d of oil”, OGJ Online, October 22, 2001.

728 “AgipKCO issues figure for Kashagan reserves”, AGOC, vol. 7, issue 3, February 6, 2002.

729 Voir OGJ, “Development planned for commercial Kashagan field”, OGJ Online, June 28, 2002.

730 “Report on 2001 Russian oil output and exports”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

731 “Kazakhstan reports on oil output and exports”, AGOC, vol. 7, issue 3, February 6, 2002.

732 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

733 “Report on 2001 Russian oil output and exports”, op. cit.

734 “Kazakhstan reports on oil output and exports”, op. cit.

735 Le “Baltic Pipeline System (BPS)” est un nouveau système d’oléoducs russes destinés à l’exportation des productions pétrolières des régions de Timan-Pechora et de la Sibérie occidentale. L’oléoduc principal devrait relier Kharyaga (région d’Arkhangelsk) à Usa (République des Komi). Le projet comprend également la reconstruction des segments Usa-Ukhta, Ukhta-Yaroslavl et Yaroslavl-Kirishi et la construction d’une nouvelle ligne entre Kirishi et Primorsk. Enfin, un nouveau terminal pétrolier devrait être mis en place à Primorsk, dans le golfe de Finlande. Cet oléoduc devrait permettre à la Russie d’exporter directement vers les marchés du nord de l’Europe. La capacité du BPS, lorsque la phase II sera terminée, a été évaluée à 600 000 b/j. La phase I s’est achevée en décembre 2001. La réalisation de la phase II du projet qui a débuté en juin 2001 devrait prendre un an et demi. Voir détails in US Energy Administration Information, “Russia: Oil and Gas Export Pipelines, October 2001 in (www.eia doe.gov/emeu/cabs/russpip.html#BPS).

736 US Energy Information Administration, “Country Briefing, Kazakhstan”, January 2002 in (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/kazak.html).

737 Idem.

738 BERNIKER, M., “Caspian pipeline powers Kazakhstan’s oil export”, Eurasia Insight, February 25, 2002.

739 “Kazakhstan seeks new crude oil export routes”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

740 “Turkey believes CPC pipeline to make Bosporus traffic even worse”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.

741 Voir “Tengiz-Novorossiisk pipeline to not cause overload of Black-Sea straits”, AGOC, vol. 6, issue 22, November 21, 2001.

742 GLEASON, G., “Kazakhstan seeks to break Eurasian transport logjam”, Eurasia Insight, September 13, 2000. Voir cependant les déclarations ambigües de l’ambassadeur kazakh aux Etats-Unis à la même époque, BISSENOVA, A., “Nine years after independence, Kazakhstan’s ambassador sees secure, prosperous future”, Washington Report on Middle East Affairs, August/September 2000.

743 LELYVELD, M., “Kazakhstan: conflicting reports raise doubts on claims for oil routes”, RFE/RL, December 11, 2000.

744 Idem. Voir également les déclarations du ministre kazakh des Affaires étrangères lors du sommet du World Economie Forum à Davos en janvier 2001 in LELYVELD, M., “Kazakhstan: officiais issue contradictory declarations”, REE/RL, February 19, 2001.

745 KILLGORE, A.I., “Kazakhstan supports Iran pipeline route: is Israel’s Turkish route doomed?”, Washington Report on Middle East Affairs, January/February 2002.

746 FLETCHER, S., “Nazarbaef soft-pedals Iranian pipeline route”, OGJ Online, December 20, 2001.

747 “European investors in Kazakhstani oil still keen on Iranian export route”, AGOC, vol. 6, issue 23, December 6, 2001.

748 Voir “Working group to draft framework deal on Kazakhstan-Iran oil pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 11, June 18, 2001.

749 R. Cutler note a ce propos, Kazakhstan’s oil swaps with Iran to the Persian Gulf over the last five years have foundered on the problems of the high sulphur and salt content of the product and high Iranian prices for the swap services in CUTLER, R.M., “New configurations around the Caspian Sea: Part 3”, AGOC, vol. 6, issue 7, April 5, 2001.

750 CUTLER, R.M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 8”, op. cit..

751 “US may impose ILSA sanctions on builders of Iranian swap pipeline”, AGOC, vol. 5, issue 7, April 27, 2000.

752 “NIECC finishes work on first phase of Neka-Tehran oil pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 4, February 22, 2001.

753 Details in GADDY, D., “Iran expands Middle East influence into Caspian Sea”, OGJ, March 5, 2001.

754 STAUFFER, T., “Caspian oil and gas-destined to remain orphaned?”, OPEC Bulletin, vol. XXX, n° 7, July 1999, pp. 7-8.

755 Voir LEWIS, S., MYERS JAFFE, A., “Beijing’s oil Diplomacy”, Survival, vol. 44, n° l, Spring 2002, pp. 117 et ss.

756 “Chinese oil corporation signs deal with Kazakh oil company”, Moscow Itar-Tass in ra/SSOV-97-155, June 4, 1997.

757 “CNPC Wins Auction for Kazakh Oil Field Development”, Xinhua in FBIS-CHI-97-155, June 4, 1997.

758 KUZOVNIKOV, S., “Chinese Win Bid In Kazakh Oil Tenders”, Moscow News, n° 46, November 27-December 3, 1997, p. 5 et “Alma Ata casts its lot with Beijing”, CDPSP, vol. XLIX, n° 41, November 12, 1997, pp. 19-20.

759 “Chinese compagny wins Kazak tender”, RFE/RL Newsline, vol. 1, n° 46, Part I, 5 June 1997.

760 “Chinese dragon reaches Kazakhstan”, CDPSP, vol. XLIX, n° 39, October 29, 1997, pp. 19-20.

761 WALKER, T, CORZINE, R., “China buys Dollars 4,3 bn Kazakh oil stake”, Financial Times, June 5, 1997.

762 D’après “Proposed Kazakhstan-China Oil Pipeline Described”, Moscow Interfax in FBIS-SOV-1999-0719, July 19, 1999.

763 “PRC Developing Transnational Oil Pipeline”, Xinhua in FBIS-CHI-1999-0520, 20 May 1999.

764 “Oil extraction and oil consumption in China”, AGOC, vol. 6, issue 11, June 18, 2001.

765 “CNPC-Aktobemunaigaz reports on oil output”, AGOC, vol. 6, issue 15, August 14, 2001.

766 “Oil extraction and oil consumption in China”, op. cit.

767 Selon un diplomate occidental, le Kazakhstan et la Chine interprètent différemment les accords de 1997, “the Kazakhstanis viewed these as commitments. The Chinese viewed this as a memorandum of understanding”, cité in LELYVELD, M., “Kazakhstan: oil pipeline to China a victim of diplomatic dispute”, RFE/RL, September 19, 2001.

768 Idem.

769 “China ready to build pipeline for Kazakhstani oil”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.

770 “Kazakhstan seeks new crude oil export routes”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

771 “Oil companies to gain little in Afghanistan from US victory yet”, AGOC, vol. 7, issue 3, February 6, 2002.

772 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

773 MCCUTCHEON, H., OSBON, R., “Discoveries alter Caspian region energy potential”, op. cit.

774 US Energy Administration Information, “Turkmenistan, Country Briefing”, June 2001 (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/turkmen.html).

775 “Burren decides to halt exports of Turkmenistani oil via Iran”, AGOC, vol. 6, issue 20, October 24, 2001.

776 La United States Energy Information Administration estimait pour sa part les réserves prouvées de gaz au Turkménistan entre 2,7 et 4,3 billions de m3. Voir US Energy Information Administration, “Turkmenistan, Country Briefing, June 2000 (www.eia.doe.gov).

777 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

778 “Turkmenistan to extract 70 bn cm of gas this year”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

779 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

780 LELYVELD, M., “Turkmenistan: oil output numbers fall short of targets”, RFE/RL, January 20, 2002.

781 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

782 US Energy Information Administration, “Turkmenistan, Country Briefing, June 2000 (www.eia.doe.gov).

783 DORIAN, J., “Oil, gas in FSU Central Asia, northwestern China await development”, OGJ, September 10, 2001.

784 CUTLER, R., “Do all roads lead to Ashgabat?”, op. cit.

785 L’Ukraine a envisagé différentes options pour tenter de trouver une voie de contournement de la Russie vers le Turkménistan mais rien de concret n’a encore été mis en œuvre. Voir “Ukraine announces plans for Turkmenistan gas pipeline”, AGOC, vol. 5, issue 16, September 4, 2000 et CUTLER, R. M., “How Shah-Deniz is changing the equation: Part 5”, op. cit.

786 LELYVELD, M., “Ukraine falls behind in payments to Turkmenistan for gas”, RFE/RL Turkmen Report, June 11, 2002.

787 CUTLER, R.M., “Turkmenistan! natural gas: The key to Ukraine’s economy?”, AGOC, vol. 6, issue 11, June 18, 2001.

788 “Ukraine and Turkmenistan agreed on terms of covering Ukrainian debts for gas delivery”, RFE/RL, Turkmen Report, September 11, 2001. L’Ukraine construirait également un tunnel de drainage et de communication dans la capitale turkmène, ainsi qu’un pont ferroviaire sur l’Amou Darya, pour compenser une partie de sa dette. D’après “Ukraine owes Turkmenistan $ 46 Million for 2002 gas supplies”, RFE/RL Turkmen Report, June 3, 2002.

789 “Armenia approves plan for Turkmenistani gas transits via Iran”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.

790 “Armema and Iran sign gas pipeline construction deal”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

791 “Itéra wants to take part in laying Iran-Armenia gas pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 20, October 24, 2001.

792 “Iran-Armenia gas link nearer to construction”, OGJ Online, December 28, 2001.

793 Voir les projets de Bridas et Unocal/Delta Oil entre le Turkménistan et le Pakistan via l’Afghanistan in RASHID, A., L’Ombre des taliban, Paris, éd. Autrement Frontières, 2001, pp. 201 et ss.

794 Unocal ne semble officiellement plus intéressée. Voir CROGAN, J., “Unocal’s once-grand plan for Afghan pipelines”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002.

795 “Pakistan, Afghanistan support Turkmen gas-export pipeline”, RFE/RL Newsline, February 11, 2002.

796 Voir texte de l’accord in “Turkmen-Afghan-Pakistani gas pipeline accord”, Neytralny Turkmenistan in BBC’, June 10, 2002.

797 “Turkmen, Afghan, Pakistan leaders sign pipeline agreement”, RFE/RL Turkmen Report, June 3, 2002 et PANNIER, B., “Turkmen, Afghan, Pakistani leaders seek revival of pipeline project”, RFE/RL, Turkmen Report, June 3, 2002.

798 “Japan may join Afghan gas pipe plan”, The Japan Times, July 21, 2002.

799 “Asian Development Bank backs Afghan pipeline project”, RFE/RL, July 9, 2002.

800 Chiffres cités in SHENOY, B., JAMES, W., “Caspian Energy Exports: Turkmenistan fumbling opportunities afforded by Trans-Caspian Pipeline”, OGJ, May 28, 2001.

801 SYNOVITZ, R., “Afghanistan: warlordism proliferates, threatening security and reconstruction”, RFE/RL July 25, 2002 et GLASSER, S. B., CONSTABLE, P., “Tension rises between two key Afghans. Defense Chief is seen as threat to Karzai and nation’s stability”, The Washington Post, August 5, 2002.

802 Voir HYMAN, A, “Nationalism in Afghanistan” International Journal of Middle East Studies, 34, 2002, pp. 299-315. Voir également les analyses pertinentes de Gilbert Etienne dans ETIENNE, G., Imprévisible Afghanistan, Paris, Presses de sciences Po, 2002, 154 p.

803 Voir US Energy Administration Information, “Pakistan, Country Briefing”, February 2001 (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/pakistan.html) et “Pakistan’s gas discoveries eliminate import need”, OGJ, January 28, 2002.

804 Notamment à travers le projet Dauphin à partir du champ gazier géant de Dome nord au Qatar jusqu’à Gadani au Pakistan en passant par Dubai, Abu Dhabi, Oman, et enfin à travers le Golfe d’Oman vers Gadani. Le gazoduc devrait être en partie sous-marin. Il pourrait être opérationnel en 30-36 mois pour un coût évalué entre 2,5 et 3 milliards de dollars. L’étude de faisabilité pour ce projet a été complétée au début 2002. Voir “Crescent Petroleum completes studies for Qatar-to-Pakistan pipeline”, OGJ Online, January 11, 2002 et “Race to deliver Qatari gas to Pakistan heats up”, OGJ Online, July 26, 2000.

805 “Pakistan proposes tripartite talks on Iran-India gas line”, OGJ Online, June 29, 2000.

806 “Indian petroleum ministry opposes pipeline route through Pakistan”, AGOC, vol. 5, issue 16, September 4, 2000.

807 “Iran-India study on gas project by June”, The Dawn, January 10, 2002.

808 “India agrees to gas pipeline from Iran via Pakistan”, Irna, June 13, 2001.

809 LELYVELD, M., “Iran: Tehran pushing pipeline plans for India, Pakistan”, RFE/RL, December 18, 2001.

810 “Iran set to reap benefits from South Pars gas field”, AGOC, vol. 6, issue, October 9, 2001.

811 “Iran awards feasibility study for pipeline through Pakistan to India”, OGJ Online, December 13, 2001.

812 Déclarations de Omar Abdullah in “Indo-Iranian ties expanding successfully: Indian envoy”, Irna, April 1, 2002.

813 SHENOY, B. V., MADHAVAN, A., “India’s gas deficit”, The Hindu, May 9, 2002. Voir également le point de vue iranien in ABBAS, Maleki, Gas Pipelines: A bridge among Iran, Pakistan, and India, International Institute for Caspian Studies (www.caspianstudies.com/article/Gas-Pipline.html).

814 “GAIL and NOIC discuss Iran-India natural gas pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 4, February 22, 2001.

815 “Iran-India gas pipeline may be laid by Russians”, Asia Times, July 8, 2000.

816 “Iran suggests alternative routes for gas exports to India”, Yahoo News, January 16, 2002.

817 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

818 “Bangladesh in debate over natural gas export”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.

819 “Pipe dreams”, The Economist, February 9-15, 2002.

820 “Unocal draws plan to connect Bangladesh to GAIL HBJ pipeline”, AGOC, vol. 6, issue l4, July 31, 2001.

821 PIETZ, D., “China’s natural gas sector generating great expectations”, OGJ, June 5, 2000.

822 “China launches massive gas pipeline campaign”, OGJ, June 5, 2000.

823 “Li Peng Attends Signing of Turkmen Economic Accords”, Xinhua in FBIS-CHI-94-079, April 25, 1994.

824 TRONER, A., “Asian Gas Prospects-1: Russian Far East natural gas searches for a home”, OGJ, March 5, 2001 et TRONER, A., “Asian Gas Conclusion: Economics underpin Japan’s evaluation of Russian gas”, OGJ, March 12, 2001. Voir cependant “Russians, Chinese to develop eastern Siberia’s Chayandin gas field, construct pipeline to Xinyang”, OGJ, March 5, 2001.

825 “Turkmenistan, China Discuss Gas Pipeline Project”, Moscow ITAR-TASS in FBIS-CHI-2000-0706, July 6, 2000.

826 “Jiang Zemin, Turkmenistan President Agree on Economic, Trade Cooperation”, Xinhua in FBIS-CHI-2000-0706, July 6, 2000.

827 L’article 5 de la déclaration commune dispose que The two sides attach importance to the mutually beneficial cooperation between the two countries in the area of energy. The Chinese side is ready to actively encourage its enterprises to participate in the exploration, exploitation and marketing of oil and gas resources in Turkmenistan. The two sides agree that based on the actual implementation of China’s project of transporting gas produced in the western part to the eastern, they will conduct a feasibility study on the project of constructing a natural gas pipeline from Turkmenistan to China in Ministry of Foreign Affairs, Joint Statement between the People’s Republic of China and Turkmenistan, July 2000 in (www.fmprc.gov.cn/english).

828 Voir PIETZ, D., “China’s natural gas sector generating great expectations”, op. cit..

829 Voir “China to rush exploration in the west to meet demand”, AGOC, vol. 5, issue 17, September 15, 2000 ; “CNPC sees west-east gas pipeline ready by 2003”, AGOC, vol. 5, issue 17, September 15, 2000 ; “China’s modernization may be slowed down by oil shortage”, AGOC, vol. 6, issue 15, August 14, 2001 et “Xinjiang able to supply gas to Shanghai for 30 years”, Xinhua, September 24, 2001.

830 “China to start buying gas from Turkmenistan next year”, AGOC, vol. 5, issue 14, July 8, 2000.

831 Voir STRECKER DOWNS, E., China’s Quest for Energy Security, op. cit. 68 p.

832 A contrario “War against Afghanistan prompts Beijing to accelerate energy plans”, AGOC, vol. 6, issue 23, December 6, 2001.

833 “Turkmens to send Turkey 16 bn cm of gas per year via trans-Caspian line”, AGOC, vol. 4, issue 12, June 30, 1999.

834 Voir “Fact Sheet: Caspian Energy Pipelines”, November 17, 1999 (www.usia.gov).

835 Office of the Press Secretary, Remarks by the President at Signing Ceremony for the Baku-Ceyhan and Trans-Caspian Gas Pipeline Protocol, Ciragan Palace, Istanbul, Turkey, November 18, 1999 (www.usia.gov).

836 “Iran opposes construction of TransCaspian pipeline for political grounds”, AGOC, vol. 5, issue 13, July 21, 2000.

837 Stephen Mann, ancien ambassadeur américain à Achkhabad a déclaré en novembre 2001, “I remember the March 2000 meeting extremely well. At that point the US and Turkey made a joint mission to Turkmenistan for one final attempt to save the TCGP. Ambassador John Wolf came out with Turkish Undersecretary for Foreign Affairs Mithat Balkan, and the three of us met with President Niyazov for two hours. Among the many things we said, xoas that the financial deal on offer by PSG and Shell (which by then had joined the TCGP consortium) was the best offer that the consortium could make. We emphasized that there could be no better offer, and we urged him in the strongest terms to take it. However, he wanted a greater financial return on the package, and moreover, an immediate financial return in American diplomat sees encouraging signs on Baku-Ceyhan pipeline”, Eurasia Insight, November 8, 2001.

838 “PSG pulls out of Trans-Caspian Gas Pipeline consortium”, AGOC, vol. 5, issue 13, July 21, 2000 et “PSG to close office in Ashgabat because of pipeline uncertainty”, AGOC, vol. 5, issue 18, October 3, 2000.

839 Voir “Shell submits new proposal for construction of Trans-Caspian Gas Pipeline”, AGOC, vol. 5, issue 16, September 4, 2000 ; STEVENSON, R., “Extracts of speech delivered by Shell’s Vice President for the Caspian region”, AGOC, vol. 5, issue 23, December 13, 2000 et “Shell still determined to build TCGP project”, AGOC, vol. 6, issue 9, May 8, 2001.

840 CUTLER, R., “A frosty new year in the Caspian region”, AGOC, vol. 6, issue 3, February 8, 2001.

841 Ce projet de livraison de gaz pendant une période de 25 ans par la Russie à la Turquie a été conclu en 1997. Le coût de construction du gazoduc sous-marin s’élèverait à 2,9 milliards de dollars. Le financement est assuré par le Japon mais aussi l’Italie (SACE) à une hauteur de 1,1 milliard de dollars. Divisé en trois tronçons, (de Izobilnoye à Dzhugba sur la mer Noire (Gazprom), puis de Dzhugba à Samsun sous la mer Noire soit environ 370 kilomètres de gazoduc sous-marin (ENI et Bouygues) et enfin de Samsun à Haymana (Botas)), le gazoduc d’une longueur de 1 200 km devrait relier Izobilnoye en Russie à Haymana à 60 km d’Istanbul en Turquie. Sa capacité a été évaluée à 16 milliards de m3 de gaz par an. Les premières livraisons de gaz étaient prévues à l’origine pour 2001. Selon les accords conclus entre Moscou et Ankara, Blue Stream devrait commencer par livrer 5 milliards de m3 de gaz puis passer à 11 milliards de m3 en 2005 et 16 milliards de m3 en 2010. En février 2002, ENI a annoncé que la première des deux lignes sous-marines avait été complétée, ce qui est un exploit technique puisqu’elle repose à 2 150 mètres de fond. La seconde ligne a été achevée en juin 2002. Les tests des deux lignes devraient durer jusqu’à la fin de l’année 2002. D’après “Eni: the first line of the record-breaking gas pipeline Blue Stream has been completed”, February 19, 2002 in (www.eni.it) et COE, C, “Blue Stream pipeline work complete”, op. cit.

842 “Turkey signs deal to buy Azerbaijani gas through new line”, OGJ Online, March 13, 2001.

843 “Iran begins gas delivery to Turkey”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

844 SHENOY, B., JAMES, W., “Caspian Energy Exports: Turkmenistan fumbling opportunities afforded by Trans-Caspian Pipeline”, OGJ, May 28, 2001 et US Energy Administration Information, “Turkmenistan, Country Briefing”, June 2001 (www.eia.doe.gov/emeu/cabs/turkmen2.html).

845 Voir ENGUR, E., “Turkey determined to remain at the center of East-West energy corridor”, OGJ, January 14, 2002.

846 D’après ENGUR, E., “Turkey determined to remain at the center of East-West energy corridor”, op. cit.

847 Turkmenistan forecasts gas exports”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002 ; “Itera to buy 10 bn cm gas from Turkmenistan in 2002”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002 et “Turkmenistan to send 6,5 bn cm of gas to Iran”, AGOC, vol. 7, issue 2, January 23, 2002.

848 “Turkmens may boost gas supply to Iran”, AGOC, vol. 5, issue 7, April 27, 2000.

849 “Turkmenistan to send 6.5 bn cm of gas to Iran”, op. cit.

850 “Iran could be best route for Central Asian oil and gas pipeline”, AGOC, vol. 6, issue 22, November 21, 2001.

851 “American diplomat sees encouraging signs on Baku-Ceyhan pipeline”, op. cit.

852 “Patriotic feat: Russia buys Turkmen gas out from under Turkey and Ukraine”, CDPSP, vol. 51, n° 51, January 19, 2000, p. 12.

853 “Putin’s visit to Turkmenistan mostly gas”, Jamestown Monitor, vol. 6, n° 101, May 23, 2000 et “Russian interest in large volumes of Turkmen gas is a mark of change”, AGOC, vol. 5, issue 6, April 7, 2000.

854 “Putin in green”, CDPSP, vol. 52, n° 21, June 21, 2000, p. 9 et POPE, N., « La Russie conforte sa mainmise sur le gaz et le pétrole de la Caspienne », Le Monde, 27 juin 2000.

855 WOOLLEN, Ian, “The Russian Oil and Gas Industry: Central Asian gas crucial to future Russian gas supply”, OGJ, August 13, 2001.

856 La question des quotas n’est pas le seul problème qui restait à régler entre les deux pays. Voir CUTLER, R., “Negotiations proceeding on the trans-Caspian pipeline”, AGOC, vol. 5, issue 6, April 7, 2000.

857 LELYVELD, M., “New Gas Discovery Gives Baku Added Weight”, RFE/RL, December 29, 1999.

858 BP AMOCO, Statistical Review of World Energy 2001, June 2001.

859 “Kazakhstan to quadruple its gas production in coming 15 years”, AGOC, vol. 6, issue 24, December 19, 2001.

860 CUTLER, R. M., “New configurations around the Caspian: Part 4”, AGOC, vol. 6, issue 8, April 23, 2001.

861 “Russia and Kazakhstan sign gas sector agreement”, AGOC, vol. 7, issue 1, January 9, 2002.

862 WEISBRODE, K., “Patrol boat procurement makes waves on the Caspian”, Eurasia Insight, July 17, 2001.

863 US Energy Administration Information, “Turkmenistan, Country Briefing”, June 2001 (www.da.doe.gov/emeu/cabs/turkmen2.html).

Table des illustrations

Titre 28. Superficie des secteurs attribués aux États riverains en cas de partage de la Caspienne (en kilomètres carrés)
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Titre « Partage » de la Mer Caspienne
Légende D’après « Asie centrale. L’indépendance, le pétrole et l’islam », Le Monde/Marabout, 1998.
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Titre 29. Les réserves de pétrole et de gaz de la Caspienne selon l’US Energy Department587 (en milliards de barils pour le pétrole et en billion (1012) de pieds cubiques pour le gaz).
Légende Seules les régions proches de la Caspienne ont été prises en compte
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Titre 30. La production et les exportations de pétrole du bassin de la Caspienne600 (en milliers de barils par jour)
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Titre 31. Le potentiel de production de pétrole de la Caspienne601(en milliers de barils par jour)
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Titre 32. La production et les exportations du gaz de la Caspienne602(en milliards de pied-cubiques par an)
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Fichier image/jpeg, 436k
Titre 33. Comparaison des réserves et de la production de pétrole en Asie centrale et dans le golfe Persique612
URL http://books.openedition.org/iheid/docannexe/image/1140/img-7.jpg
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Titre 34. Comparaison des réserves de gaz en Asie centrale et dans le golfe Persique613
URL http://books.openedition.org/iheid/docannexe/image/1140/img-8.jpg
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Titre 35. Production de gaz en Asie centrale en 2000614
URL http://books.openedition.org/iheid/docannexe/image/1140/img-9.jpg
Fichier image/jpeg, 352k
Titre La bataille des pipelines
Légende D’après « Les pays de la CEI », Ed. 1997, Paris, Documentation Française.
URL http://books.openedition.org/iheid/docannexe/image/1140/img-10.jpg
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Titre 36. Les routes d’exportations pour le pétrole d’Azerbaïdjan650
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URL http://books.openedition.org/iheid/docannexe/image/1140/img-12.jpg
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Titre 37. Azerbaïdjan : les contrats de partage de production pour les gisements offshore689
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Titre 38. Comparaison des coûts de transports de pétrole717 (pour un oléoduc transportant 50 Mt de pétrole par an)
URL http://books.openedition.org/iheid/docannexe/image/1140/img-16.jpg
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Titre 39. Les routes d’exportation pour le pétrole de la Caspienne évitant le Bosphore
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URL http://books.openedition.org/iheid/docannexe/image/1140/img-18.jpg
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Titre 40. Les projets d’oléoducs à partir du Kazakhstan721
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Titre 41. Les réserves prouvées de gaz dans le monde781
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Titre 42. Productions gazières et exportations de la région du bassin Caspien 2000-2010782 (en milliards de m3 par an)
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Titre 43. Les routes d’exportation pour le gaz turkmène783
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Titre 44. Les contrats d’approvisionnement gazier signés par la Turquie846
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