Le secteur des hydrocarbures en Azerbaïdjan: une lente transition du pétrole vers le gaz et la pétrochimie.
Données générales
L’Azerbaïdjan dispose des 20èmes réserves mondiales prouvées de pétrole (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 situé 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 le consortium AIOC mené par le groupe britannique BP. Le contrat pour l’exploitation du champ ACG, signé en 1994, est souvent décrit comme le « contrat du siècle » de l’Azerbaïdjan ; il a été étendu en septembre 2017 jusqu’à 2050.
Bénéficiaire d’une rente de situation, l’Azerbaïdjan est lourdement tributaire du cours du brut. Malgré une volonté affirmée de diversifier l’économie, le secteur des hydrocarbures représente encore 38% du PIB (2019) et 92% des exportations en valeur (2018). Les transferts en provenance du fonds souverain pétrolier SOFAZ demeurent importants à 42% des recettes du budget pour l’année 2020. Ainsi, la croissance économique s’accorde sur la partition jouée par le prix du pétrole, chutant de 3,1% en 2016 avant de repartir à la hausse en 2018 (+1,4%) et en 2019 (+2,2%) grâce à la remontée des cours mais aussi à la dépense publique (projets d’infrastructures et subventions aux entreprises d’Etat).
Une production pétrolière à la baisse
La production de pétrole diminue régulièrement depuis quelques années, le pic de l’extraction pétrolière ayant été atteint en 2010 avec 50 Mt. La production a ainsi diminué de 3,3% en volume en 2019 (37,4 Mt), après une stagnation en 2018 (38,8 Mt contre 38,6 Mt en 2017) et des baisses accusées en 2017 (-5,9%) et 2016 (-1,2%). La chute de la production de l’ACG (-8,4% de production en 2019, réduction d’un cinquième en dix ans) est responsable de cette dynamique et devrait conduire à un nouvel affaissement de la production totale de -3% en 2020.
L’extension à 2050 du contrat signé avec AIOC prévoit de corriger cette tendance, avec 40 Mds USD d’investissements ciblés ; les prévisions du gouvernement anticipent à l’horizon 2023 une augmentation de 2,3% de la production de pétrole par rapport à 2019. En avril 2019, un consortium de 8 entreprises mené par BP a également investi 6 Mds USD dans le projet Azeri Central East (ACE), prochaine étape du développement de l’ACG. La mise en production de la plateforme ACE en 2023 devrait permettre la production de 100 000 barils/jour supplémentaires.
L’Azerbaïdjan exporte son brut à travers 3 oléoducs : l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan (BTC) de 1776 km, ouvert en 2005, qui le relie à la mer Méditerranée ; l’oléoduc Bakou-Novorossisk de 1335 km qui le relie depuis 1977 à la Mer Noire par la Russie ; et enfin 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 35,6 Mds m3 en 2019, en nette progression par rapport à 2018 (+16,7%), année ayant elle-même connu une augmentation de 7,0% en glissement annuel (30,5 Mds m3, contre 28,5 Mds m3 en 2017). Un large progrès est observé depuis 2006, année pour laquelle seuls 9 Mds m3 de production avaient été enregistrés. Grâce à l’exploitation du champ gazier caspien de Shah Deniz, 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. Cependant, l’augmentation de la consommation intérieure (11,5 Mds m3 en 2019, +8,7%) crée une pression sur les volumes de gaz azerbaïdjanais pouvant être exportés. En 2017, le pays a même signé un contrat d’importation avec Gazprom pour couvrir ses besoins. Le gouvernement entend donc poursuivre une politique d'extraction intensive, les volumes extraits du champ de Shah Deniz devant notamment augmenter de 13% en 2020. L’achèvement de la construction de la nouvelle plateforme Shah Deniz 2 permettra une multiplication par 2,6 de la production du champ gazier.
Le gaz naturel azerbaïdjanais est exporté à travers plusieurs gazoducs : le Bakou-Tbilissi-Erzurum (BTE) dit South Caucasus Pipeline (SCP) de 690 km mis en service en 2006 pour alimenter la Grèce et la Turquie ; le Hajiqabul (Gazi-Magomed)-Astara-Abadan vers l’Iran de 1 475 km ouvert en 2006 ; et le Hajiqabul (Gazi-Magomed)-Mozdok (Russie) de 680 km ouvert en 2009 (à flux réversible).
La priorité de l’Azerbaïdjan est la mise en œuvre du corridor gazier sud, projet d’infrastructures gazières de 3 500 km estimé à 40 Mds USD, dont près de 10 Mds USD d’engagements azerbaïdjanais. Reliant les champs gaziers azerbaïdjanais aux marchés turc et européen, le corridor gazier sud comprend quatre pans : l’aménagement des champs gaziers de Shah Deniz 2, l’extension du gazoduc sud-caucasien (SCPX) jusqu’à la frontière turque en passant par la Géorgie, la construction du gazoduc transanatolien (TANAP) jusqu’à la frontière grecque en traversant la Turquie, et la construction du gazoduc transadriatique (TAP) jusqu’à l’Italie en passant par la Grèce, l’Albanie et la mer Adriatique. Les livraisons de gaz naturel azerbaïdjanais vers la Turquie à travers le SCPX ont commencé dès 2018, et le TANAP a été inauguré en novembre 2019. La capacité du gazoduc de 1 850 km est de 16 Mds m3 annuels, dont 6 Mds m3 destinés au marché turc et 10 Mds au marché européen, et pourra être portée à 24 puis 31 Mds m3 annuels. Les travaux relatifs au TAP, dernier maillon de 878 km du corridor gazier sud, seraient eux terminés à 92% en janvier 2020, pour une mise en opération fin 2020.
La production de gaz est appelée à soutenir la croissance économique du pays et à remplacer peu à peu la rente pétrolière. En 2019, selon les données de SOCAR les exportations de gaz naturel azerbaïdjanais ont crû de 23% (11,6 Mds m3, dont 79% vers la Turquie). L’Azerbaïdjan espère élever sa production à 54 Mds m3 annuels grâce à la mise en exploitation de la deuxième phase de Shah Deniz et de l’exploitation des gisements d’Absheron (confiée à TOTAL en 2016) et d’Umid-Babek.
Des projets ambitieux dans le secteur de la pétrochimie
En aval, différents projets ont été lancés pour tirer un meilleur parti 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.
La rénovation de l’usine d’AZERIKIMYA est en cours (320 M USD) et devraient s’achever fin 2020, pour porter ses capacités annuelles de production d’éthylène à 192 000 t et celles de propylène à 187 000 t.
SOCAR Polymer, filiale pétrochimique de SOCAR, a lancé un projet d’un complexe de deux usines produisant 180 000 t de polypropylène et 120 000 t de polyéthylène haute densité par an, respectivement inaugurées en juillet 2018 et février 2019. La valeur de l’investissement est de 816 M USD. La compétitivité de la production de SOCAR Polymer, dont 85% sont destinés à l’exportation, repose sur les exonérations fiscales et douanières dont l’entreprise bénéficie en tant que résident du parc chimique et industriel de Soumgaït (SCIP) et sur le bas coût des intrants fournis par AZERIKIMYA.
Un projet d’unité de polyéthylène et de propylène à partir de gaz naturel, baptisé GPC et estimé à 4,5 Mds. Il serait à ce stade financé en bonne partie par le budget de l’Etat.
La raffinerie Heydar Aliyev de Bakou fait enfin l’objet d’une réhabilitation de 910 M USD pour parvenir à produire des carburants de normes Euro 5. Les délais et retards de mise en route sont importants et il est encore difficile de déterminer à quelle date elle sera opérationnelle.