Plate-forme pétrolière

L’Azerbaïdjan dispose des 20èmes réserves mondiales prouvées de pétrole1 (0,4% du total) et des 25èmes réserves mondiales prouvées de gaz (0,5% du total) mais avec un potentiel offshore non exploré encore substantiel. L’essentiel de la production d’hydrocarbures est située en mer Caspienne, et en particulier sur le champ d’Azeri-Chirag-Guneshli (ACG) qui représente 75% de la production nationale de pétrole et 45% de la production de gaz. Ce champ est exploité par la société nationale d’hydrocarbures SOCAR en association avec AIOC (consortium mené par le Groupe BP). Ce contrat, signé en 1994, est souvent décrit comme le « contrat du siècle » de l’Azerbaïdjan. BP a obtenu en septembre 2017 une extension de l’exploitation d’ACG jusqu’à 2050.

Contrat du siècle

Une production pétrolière à la baisse

La production de pétrole a tendance à diminuer régulièrement depuis quelques années. En 2016, l’Azerbaïdjan a extrait 41 Mt de brut contre 41,5 Mt en 2015. Elle a atteint 38,6 Mt en 2017 dont 27 Mt ont été exportées. La production a quasi stagné en 2018 avec 38,8 Mt. Elle pourrait remonter à 39 Mt l’année prochaine mais, sauf à trouver et exploiter un nouveau champ, il sera difficile d’augmenter fortement la production nationale. Le pic de l’extraction pétrolière a probablement été atteint en 2010 avec 50 Mt. L’objectif du gouvernement est de stabiliser la production autour de 42 à 43 Mt par an.

 Le secteur de l’extraction souffre par ailleurs de problèmes techniques récurrents. Depuis au moins 2011 la croissance de la production des hydrocarbures est négative[2] avec une moyenne d’environ -2% entre 2012 et 2017. Cette faiblesse structurelle, due à un manque d’investissement et à une gestion médiocre des équipements, ne pourra être corrigée qu’avec des financements significatifs. C’est ce que prévoit l’extension à 2050 du contrat signé avec AIOC avec 40 Mds USD d’investissements ciblés. Le FMI envisage donc un rebond de 5% de la croissance du secteur en 2019 coïncidant avec l’arrivée du gaz caspien sur le marché international.

 L’Azerbaïdjan exporte son brut à travers 3 oléoducs : (i) l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan (BTC) de 1776 km, ouvert en 2005, qui le relie à la mer Méditerranée (ii) l’oléoduc Bakou-Novorossisk de 1335 km qui le relie depuis 1977 à la Mer Noire par la Russie ; et enfin (iii) l’oléoduc Bakou- Supsa, 835 km, qui le relie depuis 1999 à la Mer Noire par la Géorgie.

Une production gazière à la hausse

La production de gaz s’est élevée à 29,367 Mds m3 en 2016 contre 29 Mds m3 en 2015. Elle est restée quasi stable en 2017 avec 28,5 Mds m3 dont 7,5 Mds m3 exportés, et a bien progressé en 2018 pour atteindre 30,49 Mds m3. Un large progrès est observé depuis 2006, année pour laquelle seuls 9 Mds m3 de production ont été enregistrés. Grâce à l’exploitation du champ gazier Shah Deniz, situé en mer Caspienne, l’un des plus grands sites découverts au cours de ces 20 dernières années, l’Azerbaïdjan est devenu exportateur net de gaz depuis 2007 alimentant la Géorgie, la Russie, la Turquie et l’Iran. Mais le pays a aussi fortement augmenté sa consommation intérieure et ses exportations faiblissent. En 2017, il a même signé un contrat d’importation avec Gazprom. Pour cette raison-là, le gouvernement entend poursuivre une politique d'extraction intensive.

 Le gaz naturel est exporté par plusieurs gazoducs : dont le (i) Bakou-Tbilissi-Erzurum dit South Caucasus Pipeline (SCP) de 690 km mis en service en 2006 pour alimenter la Grèce et la Turquie; (ii) le Bakou(Gazi-Magomed)-Astara vers l’Iran de 1475 km ouvert en 2006 (iii) ; et le Gazi-Magomed-Mozdok (Russie) de 240 km ouvert en 2009 (à flux réversible).

Le passage au gaz permettra de maintenir à long terme les revenus issus des hydrocarbures

La production de gaz est appelée à soutenir la croissance économique du pays et à remplacer peu à peu la rente pétrolière : l’Azerbaïdjan espère ainsi élever sa production à 54 Mds m3 par an dès la mise en exploitation de la 2ème phase de Shah Deniz, de l’exploitation des gisements d’Absheron (confiée à TOTAL en 2016) et puis de ceux d’Umid et Babek. Dans cette perspective, la priorité majeure de l’Azerbaïdjan est la mise en œuvre du corridor gazier sud, destiné à acheminer vers la Turquie et l’Europe le gaz provenant de Shah Deniz, situé en mer Caspienne. Il nécessite la constitution sur environ 3 500 km d’un réseau interconnecté de 3 gazoducs : le SCPX (extension du SCP existant), le Transanatolien (TANAP) et le Transadriatique (TAP). SOCAR est impliquée dans chacun de ces gazoducs. L’ensemble du projet de corridor, production et transport, représente des investissements de 48,5 Mds USD dont près de 13 Mds USD pour l’Azerbaïdjan. Les premières livraisons de gaz en Turquie via le SCPX ont eu lieu en 2018, et sont prévues en Europe dès le début de 2020.

Un secteur du raffinage obsolète

En aval, différents projets ont été lancés pour tirer une meilleure plus-value de la production nationale. L’Azerbaïdjan a hérité du système soviétique de spécialisation et disposait d’une industrie du raffinage et de la pétrochimie mal développée.

 Ainsi, l’actuelle raffinerie H.A. de Bakou fait l’objet d’une réhabilitation de 910 M USD pour parvenir à produire des carburants de normes Euro5.

Des projets ambitieux dans secteur de la pétrochimie

La rénovation de l’usine d’AZERIKIMYA est en cours (320 M USD) pour porter d’ici 2019 ses capacités annuelles de productions d’éthylène à 300 000t et celles de propylène à 180 000t.

La construction d’une nouvelle unité appelée SOCAR POLYMER a été approuvée (350 M EUR) pour produire 180 000 t de polypropylène par an. La production a commencé en 2017 comme prévu, et devrait fournir un important débouché à l’usine d’AZERIKIMYA. Le pic de capacité de cette unité (570 000 t) devrait être atteint en 2021.

Un projet d’unité de polyéthylène et de propylène à partir de gaz naturel, baptisé GPC, est en cours de lancement près de Bakou (Garadagh) et devrait entrer en service en 2022. Un nouveau complexe pétrochimique pourrait lui être associé mais les financements chinois attendus semblent devoir faire défaut.

 

Les principaux acteurs

SOFAZ

Le fonds pétrolier souverain, SOFAZ, constitué en 1999, héberge une partie des recettes procurées par la vente d’hydrocarbures (38,5 Mds USD d’actifs en 2019). Il est chargé d’investir à l’étranger pour assurer des revenus futurs au pays. Il reverse également chaque année des contributions financières au budget national. Il peut par ailleurs investir sur le marché intérieur dans des secteurs dits stratégiques, dont celui des hydrocarbures, et il finance ainsi une partie des investissements de SOCAR.

AIOC (BP)

Le principal producteur du pays reste le consortium AIOC (Compagnie Opératrice Internationale d’Azerbaïdjan) dirigé par BP et composé de Inpex, Turkiye Petrolleri, SOCAR, ITOCHU et Hess. Les compagnies américaines ExxonMobil et Chevron se sont retirées d’AIOC, probablement plus dans une optique de réorientation de leurs investissements vers des gisements récemment explorés que dans un contexte de sanctions contre l’Iran.

SOCAR

La compagnie nationale de pétrole SOCAR participe à toutes les activités liées au secteur pétrolier et gazier en Azerbaïdjan. La majorité des activités d’extraction s’effectue sous forme d’accords de partage (PSA) avec des entreprises étrangères : à 80,2% pour le pétrole et à 76,2% dans le gaz. SOCAR est partie à tous les PSA et représente le gouvernement dans ces contrats. A ce jour SOCAR a signé 32 PSA avec des compagnies étrangères et ne réalise que 20 % de la production azerbaidjanaise de pétrole en propre. En 2016, SOCAR a affiché des actifs consolidés de 26 Mds USD. Au 1er janvier 2017 SOCAR a réalisé 4,49 Mds USD d’investissements à l’étranger dont 3,3 Mds USD pour la seule Turquie. Depuis 2008, SOCAR détient 51% de PETKIM, entreprise pétrochimique de Turquie et à ce titre participe au projet de construction de la raffinerie STAR (mise en production prévue en 2018) et envisage un deuxième projet du même type.

SOCAR a créée en 2011 l’école supérieure du pétrole, Baku Higher Oil School, pour la formation en anglais  d’ingénieurs hautement qualifiés et à ce titre entretient des programmes de coopération avec un certain nombre d’universités étrangères et de compagnies pétrolières internationales. Avec le Groupe TOTAL notamment a été mis en place un système de bourses de formation.

EQUINOR

Le groupe norvégien est le deuxième investisseur de l’Azerbaïdjan avec un montant de 6,5 Mds USD. Il est actif avec BP sur le champ d’ACG et est partenaire de l’oléoduc BTC. Fin 2017, un contrat d’exploitation du champ de Karabakh estimé à 100 Mt a été signé, et le 30 mai 2018, plusieurs accords de partage de production ont été conclus pour les sites de Dan Ulduzu, Ashrafi et Aypara. Un contrat a été signé en Mars avec la SOCAR pour l’exploitation à parts égales de deux forages sur le champ de Karabagh, qui abriterait 28 milliards de mètres cubes de gaz et 16 millions de tonnes de pétrole.

TOTAL

Le groupe TOTAL est présent depuis 20 ans en Azerbaïdjan. Ce fut d’abord sur des licences d’exploration puis par une prise de participation dans l’oléoduc BTC et enfin par la signature en 2016 d’un accord d’exploitation du champ gazier d’Absheron en association paritaire avec SOCAR. Il s’agit pour l’entreprise d’un investissement d’environ 500 M EUR. Le premier forage a eu lieu en février 2018 et la production est prévue pour fin 2019. TOTAL explore d’autres possibilités de collaboration dans le secteur gazier.

LUKOIL

La compagnie russe Lukoil, impliquée dans la distribution de carburants et lubrifiants, est intéressée à hauteur de 10% dans les projets de Shahz-Deniz et du pipeline BTE. Elle a récemment exprimé son intérêt pour les projets d’Absheron et d’Umid-Babek, et pourrait y étendre ses activités.

Salon Oil&Gas

Chaque année début juin est organisé à Bakou l’évènement majeur du secteur : le Caspian Oil&Gas qui combine des pavillons d’exposition et des conférences internationales.


[1] Rapport BP 2015

[2] FMI : Republic of Azerbaijan - Staff Report for 2017 daté du 5 mars 2018