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Vol. XLIV - N° 10431er septembre 2012

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ACTUALITE- Energie et guerre informatique : la vérité n’est pas ailleurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . - Kurdistan irakien : Total persiste et signe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

DOSSIER SYRIE- Refuge éventuel de Bachar al-Assad, un Etat alaouite serait-il viable sur le planénergétique ?. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

AOGD 2012. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Coordonnées de SPE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Total a provisionné 316 millions d’euros en prévision d’un accord avec les autoritésaméricaines sur des contrats en Iran. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Saudi Aramco a restauré tout son système informatique. Sabic aurait invité septsociétés à soumettre des offres pour l’unité de polyacétal du complexe d’Ibn Sina...QP et ExxonMobil soumettent une demande d’extension du terminal de Sabine Passpour l’exportation de GNL. Qatar Solar Technologies et Gasal signent un accord à longterme pour la fourniture d’hydrogène et d’azote . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . La fusion entre Petroceltic et Melrose créera une société axée sur l’Afrique du Nord,la Méditerranée et la mer Noire. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . L’EGPC s’apprête à lancer un nouvel appel d’offres pour l’exploration de 20 blocsdans les déserts Occidental et Oriental. La production a commencé au rythme de 2 200bep/j sur quatre puits sur le permis d’Abou Sennan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . La production pétrolière de Dragon Oil au Turkménistan dépasse 70 000 barils par jour..L’ENEC passe des contrats avec six firmes internationales pour son approvisionnementen uranium . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Dolphin Geophysical et Spectrum ont été sélectionnées pour acquérir 1 500 km² dedonnées sismiques au large du Liban. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Au premier semestre, la production de Dana Gas en Egypte et au Kurdistan irakienétait de 60 950 bep/j . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Nouveau sabotage du gazoduc alimentant l’usine de liquéfaction de Yemen LNG.DNO International renonce définitivement à acquérir la firme canadienne Calvalley..La production gazière d’Oxy dans les pays arabes a augmenté de 10% à 464 Mp.c./j..

L’Afrique représentait 30% de la production d’hydrocarbures de Total au premiersemestre 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Total et Inpex renforcent leur coopération avec l’entrée de la firme japonaise sur le bloc14 en mer profonde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Coup d’envoi par Chevron au développement de Lianzi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Quelles ressources au-delà du pétrole conventionnel ?, par Energy Funds Advisors..

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LE PETROLE ET LE GAZ ARABESBulletin bimensuel d’informations et d’études publié par

S t r a t é g i e s e t P o l i t i q u e s E n e r g é t i q u e s ( S P E )

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Ces publications ont été réalisées jusqu’à la fin 2011 par le Centre Arabe d’EtudesPétrolières (APRC), fondé et dirigé par Monsieur Nicolas Sarkis

Président et directeur de la publication et de la rédaction de SPE : FrancisPerrin |[email protected]

Rédacteurs : Leila Arida, James [email protected]

Energie et guerre informatique :la vérité n’est pas ailleurs

La plus grande compagnie pétrolière nationale au monde, Saudi Aramco,a été l’objet à la mi‐août d’une attaque par un virus informatique malveillant(voir nos informations en page 20 dans ce numéro). La société a indiqué avoirrestauré son système informatique le 26 août et assuré que ses “principales”activités d’exploration, de production et de distribution de pétrole et de gazn’avaient pas été affectées par cet incident. La compagnie n’a pas précisé cequ’il fallait entendre par “principales” et, a contrario, les activités qui nel’étaient pas.

Par la voix de son président et directeur général, M. Khalid al‐Falih, le géant saoudien a préciséque l’impact de ce virus avait été “limité”, que les procédures de précaution et les multiples systèmes deprotection mis en place avaient à cette occasion prouvé leur efficacité et qu’une telle attaque ne sereproduirait plus. Sur ce dernier point, on pense irrésistiblement à la célèbre phrase de Winston Churchillqui disait : “nous ne ferons plus jamais cette erreur”. Mais, avec le sens de la formule qui le caractérisait,il avait ajouté juste après : “mais nous en ferons d’autres”.

L’homme d’Etat britannique avait prononcé cette phrase dans un contexte de guerre et cetteréférence est donc doublement bien adaptée à la situation de Saudi Aramco. Même si l’on ne connaît nil’identité, ni les motivations des pirates informatiques qui se sont attaqués au leader mondial del’industrie pétrolière, il n’y a eu aucune demande de contrepartie et l’on est clairement dans le champpolitique. Et, comme l’écrivait avec beaucoup de justesse l’officier et théoricien militaire prussien Carlvon Clausewitz dès la première partie du 19ème siècle, “la guerre est la continuation de la politique pard’autres moyens”.

On comprend évidemment que Saudi Aramco et l’Arabie Saoudite, qui constituent les principauxpiliers de la stabilité du système pétrolier mondial, aient tenu à rassurer les pays importateurs depétrole, l’industrie pétrolière et leur propre population sur un tel sujet. A supposer que cette attaquen’ait effectivement eu aucune conséquence dommageable significative, il n’en reste pas moins qu’ellecrée des incertitudes pour l’avenir et pas seulement pour ce qui concerne Saudi Aramco, qui estcertainement bien préparée à ce type de guerre informatique et qui dispose des moyens requis pourtirer toutes les leçons de ce qui vient de se passer. Cela dit, par sa nature même, la menace est simultiforme et si changeante qu’aucune compagnie ne peut penser être à même de parer à touteéventualité.

Les militaires et les stratèges travaillent depuis des années sur divers scénarios en matière deguerre informatique mais l’on peut se demander si le secteur énergétique, dans ses composantespubliques et privées, est suffisamment protégé. Il est banal de dire que c’est un secteur stratégique parexcellence et, de ce seul fait, il constitue une cible de choix pour ceux qui pourraient concevoir etpréparer de telles attaques, qu’il s’agisse d’acteurs étatiques ou non‐étatiques. Dans le cas de SaudiAramco, des revendications ont été présentées sur internet mais il convient de rester très prudent face àdes éléments qui, non seulement, ne sont pas aisément vérifiables mais qui sont aussi sujets à diversesmanipulations et désinformations potentielles. Avec de telles questions, la phrase bien connue sur lesservices de renseignement vient rapidement à l’esprit : “ceux qui parlent ne savent pas et ceux qui saventne parlent pas”.

PGA / 3 1er septembre 2012

ACTUALITE

Si le secteur énergétique constitue une cible très tentante pour les pirates des temps modernes,les pays du Moyen‐Orient et, tout particulièrement, ceux de la région du Golfe sont particulièrementmenacés en raison de leur potentiel considérable de réserves d’hydrocarbures et de leur part élevé dansla production et les exportations mondiales de pétrole. En avril, un redoutable ver (informatique) avaitcausé de sérieux dégâts dans les fichiers du ministère iranien du Pétrole et au niveau des terminauxpétroliers de ce pays. L’attaque avait été qualifiée par la firme spécialisée Symantec de la menace la plussophistiquée identifiée à ce jour, ce qui avait fait penser à divers experts qu’un Etat ou des Etats devaienten être à l’origine.

L’Iran avait précédemment été frappé par le virus Stuxnet, qui avait fortement perturbé sescentrifugeuses qui permettent l’enrichissement de l’uranium. Cette attaque, souvent attribuée auxservices de renseignement israéliens, américains et/ou d’autres pays occidentaux, avait évidemmentpour but de retarder l’avancement du programme nucléaire iranien qui inquiète une bonne partie de lacommunauté internationale. Autour de ce programme, qui pourrait susciter de véritables actionsmilitaires, notamment de la part d’Israël et des Etats‐Unis, se joue pour l’instant une guerre de l’ombreavec différents aspects, qu’ils soient virtuels ‐ mais avec des conséquences bien réelles ‐, matériels ‐ lalivraison d’équipements préalablement endommagés ‐ et humains (des assassinats de scientifiques trèsimpliqués dans ce programme nucléaire).

L’industrie pétrolière et le secteur parapétrolier ont engagé dans les dernières années des effortsimportants en matière de sécurité pour tenter de prévenir des accidents majeurs qui sont susceptiblesd’affecter gravement leur personnel, leurs installations et l’environnement, telles que la gigantesquemarée noire dans le golfe du Mexique après l’explosion sur l’appareil de forage Deepwater Horizon auprintemps 2010. Il n’y a certes rien de comparable mais, pour ce qui concerne la sécurité informatique,l’attaque contre Saudi Aramco pourrait constituer un avertissement salutaire pour l’ensemble du secteurdes hydrocarbures et de l’énergie. Aucun progrès majeur sur le front de la sécurité n’est en effet possiblesans une prise de conscience de l’ampleur de notre vulnérabilité.

Francis Perrin

PGA / 41er septembre 2012

Kurdistan irakien : Total persiste et signe

Trois semaines à peine après avoir annoncé, le 31 juillet, la signature d’un accord d’amodiationavec Marathon Oil Corporation qui lui a permis d’acquérir des participations sur les blocs Harir et Safenet de faire ainsi son entrée au Kurdistan irakien (voir notre analyse dans le PGA du 1er août 2012, pages 3 à 6), Total a récidivé. Le 20 août, la firme canadienne ShaMaran Petroleum Corp. (Vancouver,Colombie Britannique) a fait état de la cession au groupe français d’un intérêt de 20% sur le permisd’exploration de Taza dans la même région. Sur ce bloc, sur lequel le puits d’exploration Taza‐1 est encours de forage, Total sera associé à Oil Search Limited (60%, opérateur) et au gouvernement régionaldu Kurdistan (GRK, 20%).

Certes, Total n’a pas évoqué directement ce sujet puisque l’accord conclu avec ShaMaranPetroleum n’a pas fait l’objet d’un communiqué de presse par le groupe français. L’annonce de la cessionprovient de la firme canadienne qui a précisé que le montant versé en cash était de U.S.$48 millions etque Total s’était engagé à lui rembourser sa part des coûts d’exploration depuis le 1er avril 2012. Mais,pour le ministère irakien du Pétrole à Bagdad, c’est une mauvaise nouvelle de plus dans le bras de fer quil’oppose depuis des années au GRK sur quelques sujets clés en matière de politique pétrolière, dont laconclusion d’accords d’exploration‐production couvrant des permis dans la province du Kurdistan sansque ceux‐ci ne soient soumis à la validation du gouvernement fédéral.

Tout de suite après la signature de l’accord avec Marathon Oil, le vice‐premier ministre irakienchargé de l’Energie, M. Hussein al‐Shahristani, avait expliqué que Total avait un choix clair à faire : soit legroupe entend continuer à participer au développement du champ pétrolier de Halfaya et il annule lecontrat d’amodiation avec l’entreprise américaine, soit il décide de conserver ses intérêts nouvellementacquis au Kurdistan et il dispose alors d’un certain délai pour céder sa participation dans Halfaya. Comptetenu de la délicatesse de la question et de ses implications politiques, Total n’a pas fait de commentairessur ces déclarations de M. al‐Shahristani et n’est pas allé plus loin que son communiqué de presse du 31juillet dans lequel il confirmait, en des termes très vagues, “son engagement de contribuer audéveloppement du secteur pétrolier irakien et à investir dans de nouveaux projets”.

Connaissant bien l’extrême sensibilité du ministère irakien du Pétrole sur ce sujet, Total nepouvait pas ne pas savoir que son entrée au Kurdistan susciterait une vive réaction et une telle décision aforcément été prise au plus haut niveau du groupe. On peut donc penser que la compagnie, qui n’ajamais fait mystère de son désir d’être opérateur en Irak et qui le deviendra pour la phase dedéveloppement du bloc de Safen, n’est pas prête à revenir en arrière en se retirant du Kurdistan. Lasociété espère sans doute qu’un compromis est possible et qu’elle pourra conserver Halfaya tout en selançant dans l’exploration du domaine minier du Kurdistan mais ce scénario n’est pas certain tant l’enjeupolitique est important pour les autorités irakiennes.

Estimant, sans le dire explicitement, qu’il n’a pas été très bien traité en Irak et que son activitédans le sud du pays n’est pas à la hauteur de son rang, de ses compétences, de sa connsaissance du payset de ses ambitions, le groupe français a décidé que l’heure était venue d’adresser un message fort àl’attention de Bagdad. C’est une stratégie risquée mais Total n’est pas la première major à s’engager, entoute connaissance de cause, sur cette voie délicate.

Francis Perrin



L’Arab Oil & Gas Directory 2012est disponible

L’édition 2012 de l’Arab Oil & Gas Directory (AOGD) est disponible. C’est la 38ème édition decet ouvrage de référence, bien connu dans les milieux industriels et qui couvre, depuis 1973,l’ensemble des activités des secteurs pétrolier, gazier et pétrochimique dans les pays arabesd’Afrique du Nord et du Moyen-Orient, en Iran et au Soudan.

L’AOGD 2012 (670 pages) comprend des chapitres sur les pays et organisations suivants :

∙ Algérie ∙ Bahrein ∙ Egypte ∙ Iran ∙ Irak∙ Jordanie ∙ Koweit ∙ Liban ∙ Libye ∙ Mauritanie∙ Maroc ∙ Oman ∙ Qatar ∙ Arabie Saoudite ∙ Soudan∙ Soudan du Sud ∙ Syrie ∙ Tunisie ∙ EAU ∙ Yémen∙ OPAEP ∙ OPEP ∙ Index des compagnies pétrolières et des sociétés de

service opérant au Moyen-Orient et en Afrique duNord.

L’AOGD 2012 peut être commandé en version papier ou en version électronique (voir bon decommande page suivante). Pour ce qui concerne la version électronique, il est possible decommander l’ensemble de l’ouvrage ou un ou plusieurs chapitres (merci de nous consulterpour les prix).

L’AOGD est l’une des publications créées par le Centre arabe d’études pétrolières (ArabPetroleum Research Center - APRC) et gérées par cette société jusqu’à la fin 2011. A partir de2012, l’AOGD est produit et commercialisé par Stratégies et Politiques Energétiques(SPE - voir toutes les coordonnées de SPE en page 17). Les éditions électroniques antérieuresde l’AOGD peuvent aussi être commandées auprès de SPE.

SPE produit et commercialise, à partir de 2012 également, deux autres publications annuellescréées dans les dernières années par l’APRC. Il s’agit du Natural Gas Survey, Middle Eastand North Africa (NGS) et du Refining and Petrochemical Survey, Middle East and NorthAfrica (RPS). Ces publications seront disponibles en septembre-octobre.

En cas de commande pour deux de ces publications annuelles, une réduction de 10% seraappliquée sur le prix global. Si les trois annuaires sont commandés, cette réduction sera de20%.

Les entreprises et organisations qui souhaitent acheter des espaces publicitaires dans le NGS2012 et le RPS 2012 sont invitées à nous contacter. Elles trouveront toutes les indications techniques et commerciales requises juste derrière le bon de commande. La date limite deremise du matériel publicitaire est le 20 septembre.

Stratégies et Politiques Energétiques

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Refuge éventuel de Bachar al-Assad,Un Etat alaouite serait-il viable sur le plan énergétique?

Depuis janvier au moins, quand l’ancien vice-président syrien Abdel-Halim Khaddamavait déclaré au quotidien français Le Figaro qu’il savait que le président Bachar al-Assadenvisageait de créer “sa république”, beaucoup d’analystes et de politologues, spécialistes duProche-Orient, ainsi que les médias, se sont penchés sur cette éventualité comme refugeéventuel du président syrien. “Je sais qu'il y a un mois, il s'est confié à l'un de ses affidés libanais et luia dit son intention de créer un État alaouite d'où il pourrait mener une guerre fratricide etconfessionnelle. Il est désormais prêt à créer sa république personnelle. Il envisage de s'installer àLattaquié. Je suis sûr qu'il existe suffisamment d'abris souterrains où lui et son clan pourraient sereplier”, avait déclaré M. Khaddam.

Située dans le nord-ouest du pays, la région “alaouite” est une bande d'une centaine dekilomètres de long sur une cinquantaine de large, longeant la Méditerranée depuis le port deLattaquié, au nord, près de la frontière turque, jusqu'à celui de Tartous, au sud, à la frontièrelibanaise. Vers l’est, elle est protégée par la zone montagneuse du Djebel Ansarieh. Un Etatalaouite avait déjà existé, entre 1920 et 1936. Il avait été créé sous le mandat français en 1920avant d’être rattaché à la Syrie en 1936. La population alaouite est estimée à environ 2 millionsde personnes, soit près de 12% de la population syrienne.

DOSSIER SYRIE

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La viabilité de cet éventuel Etat sur tous les plans, y compris politique, confessionnel,économique et énergétique, dépendrait principalement de son contour géographique. C’estprécisément ce contour que le régime tente d’élargir et de “nettoyer” de sa population sunnite,ce qui explique l’acharnement des combats dans toutes les villes frontalières, du nord au sud.Pour ne citer que quelques villes, c’est notamment le cas pour Homs (au centre, frontalière àcette région), Tall Kalakh (au sud, à la frontière avec le Liban), la région de Houla (contrôle laroute en provenance de Homs menant au port de Banias) et Idlib (est). L’un des principauxenjeux reste Homs, troisième ville de la Syrie (652 609 habitants, d’après le recensement de 2004)après Alep (2 132 100) et Damas (1 414 913) et principal centre industriel du pays séparant l’unede l’autre Alep et Damas.

“Afin de survivre, Assad et ses généraux alaouites combattront pour changer la Syrie en un Liban,une nation fragmentée où aucune communauté ne peut gouverner”, estime M. Joshua Landis del’université d’Oklahoma dans son blog “Syria Comment”, cité par Reuters. “Un Etat alaouitepourrait au demeurant se révéler viable, avec sa façade maritime, ses ports, son terminal pétrolier, sonaéroport, ses terres agricoles, et l'homogénéité de sa population estimée à quelque deux millions depersonnes”, écrit M. Xavier Baron, un journaliste spécialiste du Proche-Orient, sur Slate. Cité parfrancetvinfo, ce journaliste poursuit : “Avec ses conquêtes territoriales récentes, il approcherait de lasuperficie du Liban”. Il explique que le président al-Assad bénéficierait toujours du soutien de laRussie, qui a une base navale à Tartous, et de l’Iran car, en gardant une frontière avec le Liban,cela “permettrait de continuer à ravitailler le Hezbollah”. M. Landis est plus sceptique : “La Syrie nesurvivrait pas sans la côte”, souligne-t-il, d'autant que les rebelles auraient alors “l'argent, lalégitimité et le soutien international” pour reprendre la côte.

Pour sa part, le PGA fait le point ci-dessous sur les aspects énergétiques de ce dossier.

1. Ressources en pétrole et gaz de la région alaouite

→ Réserves et production de pétrole et de gaz

De façon générale, la région considérée n'est pas importante en termes de réservespétrolières et gazières connues actuellement. Aucun champ n’y a encore été découvert et seulesdeux compagnies y détenaient précédemment des permis d’exploration, avant de se retirer suiteaux sanctions internationales.

La Syrie est un petit producteur de pétrole et de gaz, avec des réserves estimées au 1erjanvier 2012 à 2,5 milliards de barils de pétrole brut et à 285 milliards de pieds cubes de gaznaturel. De plus, les sanctions européennes et américaines contre le régime, entrées en vigueuren septembre 2011, et le départ de quasiment toutes les sociétés étrangères productrices depétrole et de gaz ont entraîné une forte chute de la production pétrolière nationale. Celle-ci a eneffet baissé de 378 000 barils par jour sur janvier-septembre 2011 à 140 000 b/j au début août,selon le ministre du Pétrole, M. Saïd Hneidi. Le pays n'est donc pas un grand enjeu énergétique.

Les principales régions productrices de pétrole et de gaz sont celles de Deir ez-Zor, desPalmyrides, dans le centre-est et le centre du pays, où opéraient l’Al-Furat Petroleum Company(AFPC), une joint venture entre un groupe dirigé par Shell (50%) et la General PetroleumCorporation (GPC, 50%), la Deir Ez-Zor Petroleum Company (DEZPC, GPC 50%, Total 50%),l’Ebla Petroleum Company (Ebco, Suncor Energie 50%, GPC 50%), la Hayan PetroleumCompany (INA 50%, GPC 50%) et la Dijla Petroleum Company (GulfsandsPetroleum/Emerald Energy, filiale de Sinochem 50%, GPC 50%). Les régions couvertes par les

activités de la Syrian Petroleum Company (SPC) s’étendent du sud, à l’est du Liban, jusqu’aunord et au nord-est, à la frontière avec l’Irak, en passant par le centre (voir dossier Syrie dansPGA du 16.12.2011, p. 4).

Sur les neuf premiers mois de 2011, la production pétrolière de la SPC s’était élevée à54,33 Mb, 52,6% du total de 103,21 Mb, et celle des sociétés étrangères opérant dans le pays à48,88 Mb. Ces chiffres sont à comparer à 52,5 Mb et 50,7 Mb respectivement sur la périodecorrespondante de 2010, le reste provenant des condensats produits par la Syrian GasCompany (SCG, 2,54 Mb), soit une baisse pour les compagnies étrangères de 3,6%. Laproduction de gaz associé et non associé de la SGC avait totalisé 8,3 milliards de mètres cubes(contre 7,52 Gm3 sur janvier-septembre 2010), soit une moyenne de 30,41 Mm3/j (27,5 Mm3/j). Laproduction de gaz commercialisable s’est élevée à 5,9 Gm3 (6,69 Gm3) et un volume de 209 Mm3

(489 Mm3) a été importé d’Egypte (PGA du 1.12.2011, p. 23).

La région côtière ne comprenait que deux permis d’exploration. Le premier est le bloc 11,dénommé Al Asi (6 375 km²) et attribué en 2006 à Maurel & Prom (MP, France, opérateur 75%)en association avec PetroQuest Energy (Etats-Unis), qui s’étend jusqu’à Banias et Tartous. Lesecond est le bloc 9 (10 032 km²), qui s’étend jusqu’à Lattaquié et est détenu par un groupement


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imited.

dirigé par Loon Latakia Limited, une filiale indirecte de la firme canadienne d’origine polonaiseKulczyk Oil Ventures (KOV, opérateur 50%), en association avec MENA Hydrocarbons Inc.(Canada, 30%) et Triton Petroleum Pte Ltd. (20%). Celle-ci est détenue à 5% par Agri EnergyLimited. KOV avait conclu un accord avec une tierce partie pour lui céder une participation de5% sur le permis (voir carte dans PGA du 1.11.2011, p. 7).

Dans son rapport annuel 2011, MP indique qu’elle a inscrit €10 millions en “dotations auxamortissements” pour dépréciation des actifs du permis d’Al Asi. En 2010, elle avait foré, dansla partie est du bloc, le puits Draco 1, qui avait donné des indices non commerciauxd‘hydrocarbures, et avait décidé d’entrer dans la phase 2 d’exploration, d’une durée de quatreans, et de concentrer ses activités sur la partie occidentale du périmètre (PGA du 16.9.2010, page 34).

Le 17 octobre 2011, KOV avait annoncé qu’elle suspendait ses activités d’exploration enSyrie et qu’elle avait arrêté le forage du puits Itheria-1 à une profondeur de 2 072 mètres, alorsque l’objectif était à 3 256 mètres. Elle avait également indiqué avoir demandé une extension dela première période d’exploration, mais cette requête avait été rejetée. Toutefois, le mois suivant,la GPC avait notifié à KOV que la première période d’exploration de son contrat de partage de laproduction couvrant le bloc 9 avait été prolongé de 11 mois, du 28 novembre 2011 au 27 octobre2012 (voir détails dans PGA du 1.12.2011, p. 23).

→ Prospects pétroliers et gaziers importants dans l’offshore de la région alaouite

D'importantes ressources gazières ont été découvertes dans les dernières années enMéditerranée orientale mais elles sont situées au large d'Israël et de Chypre même si la Syrie etle Liban espèrent obtenir quelques bonnes nouvelles à l'avenir. Mais, pour cela, il faut explorer.Or, la Syrie ne peut le faire par ses propres moyens et a besoin de la coopération des compagniespétrolières étrangères. Celle-ci suppose la levée des sanctions, ce qui serait fort peu probabledans l'hypothèse du repli du président Assad dans la région alaouite.

En 2007, la Syrie avait lancé un premier appel d’offres pour l’exploration de quatre permisen mer, couvrant 5 000 km², mais celui-ci n’avait suscité l’intérêt que d’un seul soumissionnaire.Il avait donc été annulé (PGA du 1.2.2008, p. 38). Un nouvel appel d’offres a été lancé en mars2011 et il couvre trois blocs offshore situés dans les eaux territoriales et la zone économiqueexclusive (ZEE) de la Syrie. Contigus et s’étendant du sud au nord à 5 kilomètres au large dulittoral, les trois permis couvrent une superficie totale de 9 038 km², répartie comme suit (du sudvers le nord, au large des frontières avec le Liban et la Turquie respectivement) :

- Bloc I : 3 176 km²- Bloc II : 2 977 km²- Bloc III : 2 885 km²

Dans le cadre d’un contrat exclusif avec le ministère du Pétrole et la GPC, CGGVeritasdevait fournir un soutien technique à l’appel d’offres. Elle devait notamment co-organiser desprésentations et des sessions d’examen des données avec les responsables syriens à Damas,Londres et Genève pour les sociétés intéressées par les données techniques disponibles surl’ensemble de l’offshore syrien. Celles-ci incluent les 5 000 km de données sismiquesmulti-clients en 2-D acquises en 2005 par des profondeurs d’eau de 500 à 1 700 mètres.CGGVeritas offrait en plus des données de 2005, un lot d’interprétation, des donnéesgravimétriques, des données sur les suintements et un ensemble de données sismiques


retraitées sur des actifs d’exploitation. Toutes ces données indiquent la présence d’un systèmepétrolier actif, avait alors précisé M. Jim Martin, vice-président de la division multi-clients etnouveaux projets pour l’Afrique, le Moyen-Orient et l’Asie centrale de CGGVeritas. Les offresdevaient être soumises le 5 octobre (voir détails dans PGA du 16.4.2011, p. 34).

Les perspectives de nouvelles découvertes de gaz dans cette région de la Méditerranéesemblent très positives, selon un rapport de l’U.S. Geological Survey (USGS), un organismerattaché au département américain de l’Intérieur, sur l’évaluation des ressources nondécouvertes de pétrole et de gaz dans la région du bassin du Levant. Cette région couvre unesuperficie d’environ 83 000 km² dans l’est de la Méditerranée. L’évaluation est basée sur desdonnées géologiques acquises par Spectrum et celles provenant de puits et de champs pétrolierset gaziers.

L’USGS estime la moyenne des réserves techniquement récupérables à 1 689 millions debarils de pétrole, avec une fourchette de 483 Mb à 3 759 Mb, et à 122 378 milliards de piedscubes (122,38 Tp.c.) de gaz, avec une fourchette de 50,09-227,43 Tp.c. Dans les réservoirs au-dessous de la formation de sel du Levant, où sont situés les champs israéliens de Tamar, deDalit et de Léviathan, la moyenne des réserves non découvertes de gaz est estimée à 80,76 Tp.c.La région couverte s’étend vers le nord jusqu’aux zones situées au large du Liban et du sud de laSyrie [accompagné de cartes, de données géologiques et de la méthodologie suivie, le rapportpeut être consulté sur le site internet de l’USGS - NDLR].

Techniquement donc, la région alaouite pourrait éventuellement avoir accès à desréserves importantes de pétrole et de gaz avec l’aide potentielle des pays “amis”, comme laRussie, la Chine, le Venezuela et l’Iran.

2. Industries en aval

La région alaouite est le centre de la Syrie pour les infrastructures pétrolières. En prenantcomme hypothèse que le régime parvienne à annexer Homs à cette région, il contrôlerait ainsiles deux raffineries du pays, celles de Homs et de Banias, les terminaux d’exportation deTartous et de Banias, les principaux oléoducs et gazoducs du pays, à l’exception du Gazoducarabe provenant d’Egypte et de la Jordanie, qui devait se prolonger vers Kalas, à la frontièreturque, mais qui traverse Homs, et des usines d’engrais chimiques à Homs.

Cela dit, il faut du pétrole pour alimenter des raffineries, des terminaux et des oléoducs etdu gaz naturel pour remplir des gazoducs et le pétrole et le gaz ne sont pas actuellementproduits dans cette région. Il serait concevable pour cet éventuel État d'importer du pétrole pourfaire fonctionner ses raffineries et alimenter le marché local en produits raffinés, mais encorefaudrait-il disposer des recettes en devises pour régler ces importations. M. Laurent Fabius,ministre français des Affaires étrangères, a déclaré à RTL : “Songez que la guerre lui [Bachar al-Assad] coûte €1 milliard par mois, il a de moins en moins de réserves, on a compté qu'il n'en n'avaitque pour quelques mois, sauf appui de la Russie et de l'Iran”.

● Raffinage : les deux raffineries ont une capacité totale de 239 865 b/j, dont 132 725 b/j àBanias et 107 140 b/j à Homs. Les usines fonctionnaient à leur pleine capacité avant la chute de laproduction pétrolière suite aux sanctions et elles couvraient la demande locale, avec parfois unexcédent de fioul qui était exporté. A présent, le marché local fait face à des pénuries de diversproduits, notamment de l’essence, du fioul, du gazole et des gaz de pétrole liquéfiés (GPL),nécessaires à l’économie ainsi qu’à la poursuite des combats. La raffinerie de Homs a en plus fait


l’objet de divers actes de sabotage ou a été touchée par des obus et on ne connaît pas l’étenduedes dégâts, les médias syriens ne les mentionnant pas.

Le 3 août, en visite à Moscou, une délégation syrienne de haut niveau est parvenue à unaccord portant sur l’échange de pétrole brut syrien contre des produits raffinés. “La Russie veutaider le peuple syrien. Nous échangerons notre pétrole et recevrons de l’essence et du fioul ; ce sera dutroc”, a déclaré à la presse M. Qadri Jamil, vice-premier ministre pour les Affaires économiques.Cet accord n’est pas encore finalisé, cependant et, selon Reuters, la Syrie négocierait destransactions similaires et aurait conclu certains accords avec des firmes basées à Londres, enEgypte et au Liban.

● Terminaux : les principaux terminaux syriens sont situés à Banias et à Tartous, avec unepetite installation pour tankers à Lattaquié. Doté de cinq quais, Banias peut recevoir des tankersde jusqu’à 130 000 tonnes de port en lourd (tpl) pour le chargement et de 97 000 tpl pour ledéchargement, selon le site du terminal. Il dispose d’une capacité de stockage de 437 000 tonnesde pétrole brut dans 19 réservoirs. Tartous peut recevoir des tankers de 120 000 tpl et il estconnecté par pipeline à Banias. Lattaquié peut recevoir des tankers de 50 000 tpl. Les terminauxsont opérés par la Syrian Company for Oil Transport (SCOT). Le brut léger produit par leschamps du centre et près de la frontière avec l’Irak est acheminé vers Banias et le brut lourd dela SPC vers Tartous.

● Pipelines : la SCOT est également chargée de la gestion du réseau national de pipelines,composé de gazoducs d’une longueur totale de 3 161 kilomètres et d’oléoducs de 1 997 km(2010), selon le CIA Factbook. Les principaux oléoducs comprennent les ouvrages suivants : unpipeline d’exportation, de 663 km de long et de 250 000 b/j de capacité, reliant les champs de laSPC, situés dans le nord-est du pays à Tartous, avec une connexion à la raffinerie de Homs ; unpipeline pour produits raffinés de 500 000 t/an reliant la raffinerie de Homs à Damas, Alep etLattaquié ; un embranchement, de 92 km et de 100 000 b/j, reliant le champ d’al Thayem del’AFPC et d’autres gisements dans la même région à la station de pompage T-2 de l’ancienoléoduc irako-syrien (Kirkouk-Banias) ; un embranchement de 70 km entre les champs d’al-Ashara et d’al-Ward (AFPC) à la station T-2 et une conduite pour produits raffinés reliant Homsà Alep.

Le réseau de gazoducs est composé principalement de conduites reliant les unités detraitement du gaz aux centrales électriques et aux usines de Homs, notamment : usine deJbeisseh-station T-3-station T-4-Homs (277 km) ; usine du champ d’Omar-centrale de Tishrineprès de Damas (440 km), avec un embranchement (220 km) de la région de Palmyre vers Homset la centrale de Mhardeh et une courte conduite de la connexion à Homs vers la centrale deJandar ; centre de collecte d’Arak, près de Palmyre, vers la centrale d’Alep (235 km) ; et Homs-centrale de Banias (135 km).

La Syrie est également la voie de passage du Gazoduc arabe (1 200 km), dont la premièresection vers la Jordanie a été mise en service par l’Egypte en 2003. La première section syrienne(319 km) consiste en une conduite reliant Rehab (frontière avec la Jordanie) à la centrale de DeirAli au sud de Damas. Elle traverse ensuite Damas et rejoint la station de compression de gazd’al-Rayan, à l’est de Homs, avec deux embranchements vers les centrales de Tishrine et de DeirAli. Construite par Stroytransgaz, une filiale de Gazprom, cette section a été achevée en 2008.

Une deuxième section avait été attribuée en 2008 à la même firme russe, mais le contrat aété annulé à la suite d’un différend sur ses termes. Il a été réattribué, en octobre 2009, par la


Syrian Gas Company (SGC) à la firme tchèque Plynostav-Regulace Plynu. Divisé en deuxphases, le projet devait être achevé en 2011 en phase 1. La première section devait relier al-Rayan et Alep à la frontière turque à Kalas, sur 62 km, permettant ainsi la connexion du réseausyrien à ceux de la Turquie et, éventuellement, de l’Europe. La seconde phase devait porter surun tracé de 183 km depuis al-Fireqlos, à l’est de Homs, jusqu’à Alep. Cette section devait êtreconstruite ultérieurement et être utilisée pour le transport et la distribution du gaz à l’intérieurde la Syrie (PGA du 1.11.2008, p.46). A présent, compte tenu de l’état des relations syro-turques,il est peu probable que ce projet soit réalisé.

Une dernière section du Gazoduc arabeentre Homs et Tripoli (Liban) relie al-Rayan àBanias et, de là, sur 32 km, se dirige vers lacentrale de Deir Ammar, près de Tripoli. Cettetranche du projet a été achevée à l’automne2009.

Cependant, les livraisons de gazégyptien par l’ensemble du réseau sontsuspendues depuis le dernier attentat en juillet - le quinzième depuis la révolution en Egypte du25 janvier 2011 - visant le système de pipelines qui évacue du gaz égyptien vers Israël et laJordanie, provoquant ainsi un important incendie (PGA du 1.8.2012, p. 34). Cet arrêt a accentuéles problèmes d’approvisionnement de la Syrie.

● Usines d’engrais : deux sociétés d’Etat contrôlent ce secteur, la General FertilizerCompany (GFC) et le General Establishment for Chemical Industries (GECI). Trois principalesusines étaient en activité près de Homs, deux d’engrais azotés et la troisième d’engraisphosphatés. D’une capacité de 150 t/j, la première était alimentée en naphta par la raffinerieproche. Plus importante, la seconde a une capacité de 1 000 t/j d’ammoniac et de 1 100 t/j d’urée.Initialement alimentée en naphta, elle a été par la suite convertie au gaz par Technip enassociation avec une filiale de M.W. Kellogg. Le gaz provient de l’unité de traitement deJbeisseh et il est acheminé via le gazoduc Jbeisseh-Homs.

La troisième usine d’engrais a une capacité de production de 1 400 t/j de superphosphatestriples (TSP) et elle utilise environ 800 000 t/an de minerai de phosphate extrait des mines de larégion de Khunaifis, à 50 km au sud de Palmyre.

En résumé, les aspects énergétiques ne sont pas essentiels dans ce dossier car la Syrie - et,tout particulièrement, la région alaouite - est un pays dont le potentiel en hydrocarbures estlimité et qui subit de plein fouet l'impact des sanctions et pressions économiques et financières.Certes, de nouvelles découvertes de pétrole et de gaz sont envisageables mais cela supposeraitplus d'investissements étrangers et ce scénario implique le maintien d'un État unitaire, la fin desviolences et la levée des sanctions, donc tout le contraire de ce qu'entraînerait la création d'unÉtat alaouite.

Pour le reste du monde, il est tout à fait possible de se passer du pétrole et du gaz syriensmême si ce scénario contrarierait l'approvisionnement futur de l'Europe en gaz à travers leGazoduc arabe. Mais il existe assez de capacités autres de production de pétrole et de gaz àtravers le monde pour que les pays consommateurs et les marchés pétroliers et gaziers nes'affolent absolument pas face à ce scénario politique, dont la probabilité de réalisation durabledemeure par ailleurs assez faible.


La Syrie est la voie depassage du Gazoduc arabe

mais celui‐ci n’est plusapprovisionné par l’Egypte

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IRAN

q Total a provisionné 316 millions d’euros en prévision d’unaccord avec les autorités américaines sur des contrats en Iran

Lors de la présentation de ses résultats du deuxième trimestre 2012, Total a révélé avoircomptabilisé dans ses comptes pour cette période une provision de 316 millions d’euros dans laperspective d’une transaction avec les autorités américaines concernant l’obtention par legroupe français de contrats gaziers en Iran dans les années 1990. Les négociations en vue de larésolution transactionnelle de ces procédures ont récemment progressé, a précisé la compagnie.Total a indiqué coopérer avec l’United States Securities and Exchange Commission (SEC) etavec le département de la Justice des Etats-Unis (U.S. DOJ) dans le cadre des enquêtesengagées par ces entités au sujet de ces contrats.

Le seul contrat gazier conclu par Total en Iran dans les années 1990 est l’accord debuyback qui portait sur le développement des phases 2 et 3 du champ supergéant de gaz et decondensats de South Pars. A l’époque, Total et ses deux partenaires étrangers, Petronas etGazprom, avaient été les premières compagnies dans le secteur des hydrocarbures à défierouvertement l’Iran and Libya Sanctions Act [ILSA, appelé souvent loi D’Amato ou D’Amato-Kennedy et devenue en 2006 l’Iran Sanctions Act après la rentrée en grâce de la Libye sur lascène internationale au milieu des années 2000 - NDLR]. Total avait signé trois autres contrats debuyback en Iran entre 1995 et 1999 [deux de ces accords avaient en fait été conclus par ElfAquitaine, dont Total a pris le contrôle en 1999 - NDLR] pour le développement des gisementspétroliers de Sirri A et E, de Balal et de Doroud [le contrat de développement sur Sirri avait étésigné avant l’adoption de l’ILSA par le Congrès des Etats-Unis mais cet accord avait été perçu àl’époque comme une provocation à Washington et avait poussé certains sénateurs à faireadopter ce qui devait devenir l’ILSA - NDLR].

Les opérations de développement sont achevées pour ces quatre projets et Total a remisles installations et la direction des opérations à la National Iranian Oil Company (NIOC),comme le prévoyaient les contrats de buyback, et ne participe plus du tout à l’exploitation de ceschamps. De plus, depuis 2011, le groupe n’a plus aucune production en Iran. Dans son Documentde référence pour l’année 2011, Total avait précisé que certains paiements lui étaient encore duspar la partie iranienne pour South Pars 2 et 3, Balal et Doroud. Depuis 2012, la compagnien’achète plus d’hydrocarbures à l’Iran. Ses achats en 2011 avaient porté sur près de 49 millionsde barils d’hydrocarbures pour une valeur d’environ 3,7 milliards d’euros.

Total rappelle dans son Document de référence pour 2011 que le gouvernement des Etats-Unis avait renoncé en mai 1998 à appliquer des sanctions contre Total au titre de l’ILSA parrapport à South Pars et que cette renonciation officielle [qui avait été le résultat de négociationsentre les Etats-Unis et l’Union européenne, celle-ci ayant pris le parti de Total et ayant interdit àla fin 1996 aux firmes européennes de se conformer à des lois américaines, telles que l’ILSA,présentant un caractère extraterritorial - NDLR] n’a pas été remise en cause depuis. Total ajoutecependant que cette décision américaine ne s’applique pas à ses autres activités en Iran. Aprèsl’adoption en juillet 2010 du Comprehensive Iran Sanctions Accountability and DivestmentAct, le département d’Etat avait indiqué que les Etats-Unis ne sanctionneraient pas Total et quele groupe ne ferait pas l’objet d’enquêtes pour ses activités passées en Iran tant qu’il seconformerait à ses engagements [pris envers le gouvernement américain au sujet de ses activitésen Iran - NDLR].

Dans la seconde moitié des années 1990, Total avait défié le gouvernement américain enrefusant de se conformer aux lois américaines ayant une portée extraterritoriale et avait étésoutenu très fermement par le gouvernement français et par l’UE. Depuis, la situation abeaucoup changé sur deux aspects essentiels, l’attitude de la France et de l’UE par rapport àTéhéran et la montée en puissance des activités de Total aux Etats-Unis.

Depuis 2010 notamment, l’UE a multiplié les mesures restrictives à l’égard de l’Iran envue d’exercer des pressions sur ce pays au regard de son programme nucléaire et cesdispositions sont allées jusqu’à un embargo sur les importations de pétrole brut, de produitspétroliers et de produits pétrochimiques provenant de l’Iran, qui a été décidé le 23 janvier 2012.La France fait partie des Etats qui ont fortement poussé à ce durcissement. De plus, alors queTotal était très peu présent aux Etats-Unis dans les années 1990, le groupe a largementdéveloppé son implantation dans ce pays dans la période récente avec un accent particulier surl’offshore profond dans le golfe du Mexique, les gaz de schiste au Texas et dans l’Ohio et uneactivité de recherche-développement sur les schistes bitumineux. En 2011, la part deproduction de Total aux Etats-Unis était de 56 000 barils équivalent pétrole par jour, contre 16 000 bep/j en 2009.

QATAR/OMAN

q La Buzwair Industrial Gases Corporation de Qatar construiraune usine de séparation d’air dans la zone industrielle de Sur

La Buzwair Industrial Gases Corporation, qui fait partie du Buzwair Group (Qatar), asigné un contrat pour la construction d’une usine de gaz industriels dans le Sur IndustrialEstate, a annoncé l’Oman Daily Observer. La production initiale prévue est de 60 tonnes par jourd’oxygène gazeux et de 70 t/j d’oxygène liquide, d’azote, d’argon liquide et d’autres gazindustriels. Elle sera dédiée principalement à une aciérie intégrée dont la construction estprévue à Sur.

“Nous avons signé un contrat avec Buzwair pour l’établissement d’une usine de gaz industrielssur une base build-own-operate (BOO)”, a déclaré au Daily Observer M. P T Sivarajan, directeurpour les opérations de Sun Metals (Oman), qui investit dans un complexe d’acier d’une capacitéde 1,2 million de tonnes par an à Sur. “L’installation de Buzwair sera construite sur le site de l’aciériepour nous assurer des fournitures continues de gaz industriels”, a-t-il ajouté. En mai, BuzwairIndustrial Gases avait signé avec Sun Metals un accord pour la fourniture de gaz industriels,d’une durée de 15 ans. Aux termes de cet accord, Sun Metals dispose d’une option de rachat del’usine à Buzwair, a indiqué M. Sivarajan.

Les gaz seront utilisés dans l’unité de fonte de l’acier et les volumes excédentaires serontécoulés sur le marché local. Le parc industriel de Sur est le site de deux des plus grands projetsindustriels d’Oman, le complexe de liquéfaction de gaz naturel d’Oman LNG (trains 1 et 2) et deQalhat LNG (train 3) et le complexe d’engrais de l’Oman-India Fertilizer Company (Omifco).

Sun Metals construira l’aciérie utilisant la technologie Rotary Kiln d’Allis Chalmers (Etats-Unis), qui lui permettra d’exporter de l’électricité vers le réseau national d’Oman. La capacitéenvisagée du complexe est de 600 000 t/an de billettes en coulée continue et de 200 000 t/an defer de réduction directe (DRI). Son coût est estimé par Buzwair à environ $300 millions.



ARABIE SAOUDITE

q Saudi Aramco a restauré tout son système informatique

Saudi Aramco a annoncé le 26 août qu’elle avait restauré tous ses principaux servicesinformatiques internes, qui avaient fait l’objet d’une attaque par un virus malveillant le 15 août.Provenant d’une source extérieure, le virus avait infecté environ 30 000 postes, qui ont éténettoyés et remis en service. Par mesure de protection, l’accès vers l’externe en ligne a étérestreint, a précisé la société.

Saudi Aramco a reconfirmé que ses systèmes primaires d’exploration et de productiond’hydrocarbures n’avaient pas été affectés, car ils opèrent dans des systèmes de réseaux isolés.Les usines de production étaient de même opérationnelles à 100%, leurs systèmes de contrôleétant également isolés.

“Nous avons fait face à la menace immédiatement et nos procédures de précaution, mises en placepour contrer de telles menaces, ainsi que nos systèmes de protection multiples ont permis d’empêcher cescyber menaces de se propager”, a déclaré M. Khalid al-Falih, président et directeur général de SaudiAramco. “Nous souhaitons assurer aux parties concernées, nos clients et partenaires, que nos principalesactivités d’exploration, de production et de distribution de pétrole et de gaz, de la tête du puits au réseaude distribution, n’ont pas été affectées et qu’elles fonctionnent d’une manière aussi fiable que jamais (...)”,a ajouté M. al-Falih. La compagnie continue d’enquêter sur les causes de “l’incident” et sur lesresponsables de cet acte, a-t-il conclu.

Le 15 août, Saudi Aramco avait annoncé sur Facebook qu’elle avait coupé “tous ses systèmesélectroniques de tout accès extérieur par mesure de précaution, à la suite d’une interruption soudaine quia affecté certains secteurs de son réseau électronique. La société soupçonne un virus informatique d'êtreresponsable de cette perturbation. Un virus qui a infecté les postes de travail sans pour autant affecter lescomposants primaires du réseau. Saudi Aramco a confirmé l’intégrité de tout le réseau informatique quigère ses activités principales et [affirmé] que l’interruption n’avait eu aucun impact sur aucune de sesactivités de production (...)”.

M. al-Falih avait précisé que l’impact du virus avait été “limité (…) et que [le problème]allait être résolu prochainement”. Cette attaque ne se répétera plus du fait des pare-feux deprotection installés. Nous avons constitué une équipe spécialisée qui annoncera ses résultatsprochainement, d’autant plus que certains programmes ont déjà été remis en service, a ajouté lePDG de Saudi Aramco. Il a de même démenti des informations selon lesquelles les “hackers”étaient des employés de la société. Les pirates n‘ont pas encore été identifiés et nous ne tenonspas compte des informations erronées circulant sur les réseaux sociaux, comme Twitter, a-t-ilindiqué.

Le site internet zataz.com a indiqué que deux groupes de pirates ( Jeunes arabesmusulmans et “Cutting Sword of Justice”) avaient annoncé être les auteurs de cette attaque pourprotester contre le “soutien [des dirigeants saoudiens] aux Etats-Unis et à Israël”. L'une dessources explique avoir touché les 40 000 ordinateurs et les 2 000 serveurs de Saudi Aramco.“Tous les postes sont fermés définitivement et ils ne seront pas en mesure de les remettre rapidement enplace”, a affirmé l’un de ces groupes. Le site principal de l'entreprise (www.aramco.com) a étéfermé pendant 24 heures. Il a été redirigé vers une autre adresse www.saudiaramco.com, surlaquelle, par la suite, Saudi Aramco a publié son communiqué. Les pirates ont maintenu qu’ils

avaient également perturbé Tadawul, labourse d'Arabie Saoudite. Toutefois,inaccessible après l’attaque, le sitetadawul.com.sa a rouvert le 25 août àl’achèvement des 10 jours de congé de la fêtede Ramadan.

Symantec, firme spécialisée dans la sécurité informatique, avait à la même date lancé unealerte contre le virus Shamoon, le décrivant comme une menace “utilisée dans des attaquesspécifiques contre au moins une organisation dans le secteur de l‘énergie”, sans avoir encore nommécette entité au moment de la publication du PGA. Ce qui est à souligner dans cette attaque,poursuit Symantec, est qu’elle vise à détruire les fichiers et les données et à paralyser les stationsinfectées, sans aucune demande spécifique en contrepartie.

q Sabic aurait invité sept sociétés à soumettre des offres pourl’unité de polyacétal du complexe d’Ibn Sina

La Saudi Basic Industries Corporation (Sabic) aurait invité sept sociétés à soumettre desoffres, le 24 octobre, pour un contrat portant sur la construction d’une usine de 50 000 tonnespar an de polyacétal (POM) dans le complexe de l’une de ses filiales, la National MethanolCompany (Ibn Sina). Selon des sources industrielles citées par Reuters, les firmes concernéessont les suivantes : Dragados (Espagne), China National Chemical Engineering Co., CTCI(Taiwan) et les compagnies sud-coréennes Hyundai Engineering, Daelim Industrial, HanwhaEngineering et SK Engineering and Construction.

En avril 2010, Sabic avait signé un accord avec Celanese portant sur la réalisation duprojet, qui s’inscrit dans le cadre de l’extension du complexe d’Ibn Sina et du prolongement dela durée de la joint venture jusqu’à 2032. Sabic avait alors estimé le coût de l’usine de POM à$400 millions (PGA du 16.4.2010, p. 22). Ibn Sina produit du méthanol, l’un des principauxproduits d’alimentation pour la production de POM, ainsi que du MTBE.

Les travaux d’ingénierie et de construction devaient démarrer en 2011 et la nouvelle usinedevait être opérationnelle en 2013, avait précisé Sabic. Celanese avait ajouté que son intérêt dansIbn Sina augmenterait à 32,5% après la mise en service de l’unité de POM. Celui de Sabicdemeurerait inchangé (voir encadré).


L’actionnariat d’Ibn Sina

Ibn Sina est une joint venture entre Sabic (50%) et CTE Petrochemicals Company

(CTE, îles Caïmans), détenue par Elwood Insurance Ltd. (25%) et Texas Eastern

Arabian Ltd. (25%). Les partenaires initiaux - Celanese Arabian Inc. (Celanese Arabian)

et Texas Eastern Arabian Ltd., une filiale à 100% de Duke Energy Corporation - avaient

chacun acquis un intérêt de 50% dans CTE. Suite à diverses transactions, Elwood

Insurance, une filiale à 100% de Celanese Corp., a acquis la participation de cette dernière

dans CTE. Celle-ci demeure en conséquence une association à parts égales entre des

filiales de Celanese et de Duke Energy.

La bourse saoudienneaurait également faitl’objet d’une attaque

q La NCC signe trois accords d’affrètement à long terme detankers pour le transport des produits de Sabic

La National Chemical Carriers Company (NCC) a signé trois accords avec InternationalShipping and Transportation Company Ltd., une filiale de la Saudi Basic IndustriesCorporation (Sabic), pour l’affrètement à long terme de trois tankers à produits pétrochimiquesliquides. Deux des tankers ont une capacité unitaire de 45 000 tpl et celle du troisième est de 75 000 tpl. La durée du contrat est de cinq ans avec une option d’extension de cinq autresannées. La National Shipping Company of Saudi Arabia (Bahri) a indiqué le 14 août sur labourse saoudienne (Tadawul) que la valeur des contrats était de RS 480 millions ($128 millions)pour les cinq premières années.

Créée en 1990, la NCC est une joint venture entre Bahri (80%) et Sabic (20%). Elle détientactuellement une flotte de 21 unités pour produits chimiques et pétrochimiques ainsi que pourhuiles végétales raffinées, d’une capacité totale de 940 000 tpl. Ce nombre passera à 25 tankers,de 1,2 million de tpl, à la fin 2013 avec l’ajout de quatre tankers en construction.

q Saudi Aramco utilisera la technologie de Quadrise dans sesraffineries

Quadrise International Limited et Quadrise KSA Limited, filiales de Quadrise(Royaume-Uni), ont signé le 22 août un protocole d’accord (MOU) avec Rafid Group forTrading & Contracting (Rafid) qui établit une relation exclusive en Arabie Saoudite, enanticipation de la signature de contrats pour l’utilisation de la technologie et des combustiblesMSAR du groupe britannique. En outre, à la finalisation du premier contrat d’installation duprocédé MSAR dans l’une des principales raffineries du pays, Quadrise et Rafid constituerontune joint venture pour entreprendre tous les nouveaux projets dans le royaume, dans laquelle legroupe saoudien détiendra une participation pouvant aller jusqu’à 30%, a précisé Quadrise.

Le MOU a été conclu suite aux développements suivants :

- Approbation formelle de Saudi Aramco pour l’application potentielle de la technologieMSAR dans ses raffineries.

- Confirmation de la raffinerie sélectionnée par Saudi Aramco pour l’installation dupremier procédé MSAR. Cette raffinerie produit actuellement plus de 25 millions de barils paran (4 millions de tonnes) de fioul [son nom n’a pas été dévoilé – NDLR].

- Les termes commerciaux sont en cours de discussion avec Saudi Aramco pour uneassistance par des spécialistes de Quadrise dans la conversion de raffineries du pétrole brut oudu fioul en fioul MSAR.

La détermination finale détaillée du projet choisi par Saudi Aramco déterminera lecalendrier de la mise en exécution du procédé MSAR. Le premier projet sera suivi par un plusvaste programme pour le traitement de volumes plus importants de résidus lourds et leurconversion en fioul MSAR.

La technologie de Quadrise permet de produire à moindre coût une qualité de fioullourd, quand le résidu goudronneux à teneur élevé en soufre est mélangé avec du gazole à basse


teneur en soufre. Celui-ci est utilisé en Arabie Saoudite pour la production d’électricité. Unprocédé chimique spécial permet à Quadrise de produire du fioul sans utiliser du gazole, ce quirendrait la production d’électricité moins coûteuse dans le royaume. Il permettrait égalementd’augmenter le volume disponible de distillats moyens dans les raffineries et de réduire lesimportations de gazole.

q Sino-Saudi Gas reporte le forage d’un puits d’exploration sur saconcession

Sino-Saudi Gas, une joint venture entre Sinopec (80%) et Saudi Aramco (20%), a décidéde reporter à une date non spécifiée le forage d’un puits sur sa concession dans le désert duRub’ al-Khali, ont indiqué des sources industrielles. La joint venture continue d’évaluer le siteenvisagé du forage, qui devait être entamé en septembre. En janvier, le PDG de Saudi Aramco,M. Khalid al-Falih, avait indiqué que Sino-Saudi Gas avait décidé d'entrer dans la deuxièmephase d'exploration et de forer de nouveaux puits sur son permis à partir du second semestre(PGA du 1.4.2012, p. 7).

Nouvelles brèves

l Le PDG de Saudi Aramco, M. Khalid al-Falih, a indiqué à Al Riyad qu’une partie desactions de Satorp (Saudi Aramco/Total), de Sadara (Saudi Aramco/Dow Chemical) et deRabigh 2 (Saudi Aramco/Sumitomo) serait cédée au secteur privé et aux banques entemps voulu. En revanche, le projet de la raffinerie de Jazan restera la propriété de SaudiAramco, a-t-il expliqué.

l Saudi Aramco Energy Ventures (SAEV), filiale de Saudi Aramco créée en juillet (PGA du16.7.2012, p. 15), a signé un accord avec Energy Capital Management (ECM, basée à Oslo)pour investir jusqu’à $120 millions par an dans des firmes européennes. Les compagniesvisées seront spécialisées dans les gaz non conventionnels et les technologies sismiques etde forage, a déclaré à Bloomberg M. Arne Froeiland, l’un des partenaires à ECM. Celle-cigérait auparavant les investissements de Statoil.

l SNC-Lavalin a remporté un contrat de 10 ans pour fournir des services d’exploitation etd’entretien dans le cadre du projet du King Abdullah Petroleum Studies and ResearchCenter (KAPSARC). D’une valeur de $135 millions, le contrat porte sur la fourniture desservices de gestion intégrée des installations et de la vie communautaire pour ce projet.Ce dernier est composé des principaux éléments suivants : un complexe de 65 000 m², quicomprendra des installations de recherche et des bureaux, un ensemble d’habitations etune zone qui regroupera une centrale annexe avec générateur photovoltaïque de 5 MW etles autres utilités associées.


L e P G A d i s p o n i b l e p a r e - m a i l s a n s s u p p l é m e n t d e p r i x

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QATAR

q QP et ExxonMobil soumettent une demande d’extension duterminal de Sabine Pass pour l’exportation de GNL

Golden Pass Products LLC, créée par des filiales de Qatar Petroleum (QP) etd’ExxonMobil, Golden Pass LNG Terminal LLC et Golden Pass Pipeline LLC, a soumis unedemande au département de l’Energie des Etats-Unis (U.S. DOE) pour l’extension du terminalde réception de Golden Pass LNG Terminal à Sabine Pass (Texas) afin de permettrel’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL).

D’un coût estimé à $10 milliards, leprojet prévoit l’utilisation des installationsexistantes et l’ajout d’unités de prétraitementet de liquéfaction du gaz pour l’exportation de15,6 millions de tonnes par an de GNL, soitl’équivalent de 2 milliards de pieds cubes parjour. Les Etats-Unis produisent environ 72 Gp.c./j de gaz naturel. L’extension sera adjacente etconnectée au terminal existant, constitué de deux quais pour méthaniers, de cinq réservoirs destockage (capacité unitaire de 155 000 mètres cubes) et d’un système de pipelines de 111kilomètres de long le connectant au réseau de Golden Pass Pipeline. La décision finaled’investissement sera prise après l’obtention des approbations nécessaires. Le terminal auraitalors la capacité d’importer et d’exporter du GNL.

Golden Pass Products précise que le projet constitue une opportunité pour tirer profit desréserves abondantes américaines de gaz naturel. La demande soumise au DOE porte surl’exportation de GNL vers les pays qui ont conclu des accords de libre-échange avec les Etats-Unis. Elle serait étendue aux autres pays dans une demande ultérieure. Une fois lesapprobations obtenues et la décision d’investissement prise, la construction du projet devraits’étaler sur cinq ans, ajoute la société.

Le terminal de Sabine Pass a été achevé en 2010 et il a été inauguré officiellement en avril2011 (PGA du 16.4.2011, p. 17). Sa capacité de réception est d’environ 2 milliards de piedscubes/jour de GNL. Conçu en 2003, le projet avait été approuvé par les autorités fédéralesaméricaines en juillet 2005, alors que les prévisions sur l’évolution de la demande de gaz auxEtats-Unis étaient optimistes.

Le projet est intégré à celui de Qatargas 3, une joint venture entre Qatar Petroleum (QP,68,5%), ConocoPhillips (30%) et Mitsui & Co. Ltd. (1,5%), dont le train 6 est d’une capacité de7,8 millions de tonnes/an (PGA du 16.10.2010, p. 16). Sa production était à l’origine dédiéeprincipalement au marché américain mais, à la suite de la chute des prix du gaz aux Etats-Unis,une grande partie a été déviée vers la Chine ou d’autres marchés, comme le Canada, Doubaï, laThaïlande et d’autres pays asiatiques.

Détenu par QP (70%), ExxonMobil (17,6%) et ConocoPhillips (12,4%), le terminal deGolden Pass est l’un de ceux construits sur la côte du golfe du Mexique aux Etats-Unis.Cheniere Energy, l’une des premières compagnies à avoir construit un terminal d’importation,à Sabine Pass également, a déjà obtenu l’approbation des autorités fédérales pour la constructiond’installations d’exportation de GNL. Selon des sources américaines, Cheniere aurait signé des

Le coût de cette extensionest estimé à $10 milliards

contrats avec des clients au Royaume-Uni, en Corée du Sud, en Inde et en Espagne pour deslivraisons à partir de 2015.

q Qatar Solar Technologies et Gasal signent un accord à longterme pour la fourniture d’hydrogène et d’azote

Qatar Solar Technologies (QSTec) et Gasal Q.S.C. ont annoncé la signature d’un accord àlong terme pour la fourniture d’hydrogène et d’azote. Joint venture entre Air Liquide, QatarPetroleum (QP) et Qatar Industrial Manufacturing Company (Qimco), Gasal investira dans desunités de production d’hydrogène de grande pureté et elle prolongera et connectera QSTec à sonréseau de conduites pour gaz industriels de Ras Laffan pour des fournitures d’azote. Lesnouvelles unités seront construites par Air Liquide Ingénierie et Construction et elles serontmises en route et exploitées par Gasal avec l’extension de son réseau de pipelines en 2013.

“Notre usine de silicium polycristallin aura besoin d’hydrogène pur et d’azote gazeux pour produirela plus haute qualité de silicium polycristallin, la composante essentielle de la technologie solaire la plusefficace au monde”, a déclaré M. Khalid Klefeekh al-Hajri, président et directeur général (CEO) deQSTec. Dans un futur proche, QSTec vise à produire à Qatar des modules solaires fabriqués àpartir de son propre silicium polycristallin pour une utilisation locale et pour l’exportation.

En phase 1, l’usine produira 8 000 tonnes par an de silicium polycristallin, une capacitéqui pourrait augmenter ultérieurement à 45 000 t/an sur le site de 1,2 million de m² à Ras Laffan.Une fois convertie en modules, cette capacité pourrait générer l’équivalent de 1 400 MWd’énergie solaire et, en deuxième phase, 6 000 MW (PGA du 1.7.2012, p. 27).

La QSTec est une joint venture entre Qatar Solar, une filiale à 100% de la QatarFoundation for Education, Science and Community Development (70%), SolarWorld AG(29%) et Qatar Development Bank (1%). Elle a acquis la technologie de deuxième génération dusilicium polycristallin auprès de Centrotherm Photovoltaics (Allemagne).

A la fin juillet, Gasal a annoncé qu’elle avait achevé deux nouvelles unités de séparationd’air. En avril, l’unité d’oxygène et d’azote à Messaïd a commencé à alimenter l’usine de QatarSteel et cinq autres installations proches et, en juillet, une unité à Ras Laffan a été mise enservice. Elle fournit de l’azote à la Ras Laffan Olefins Company (RLOC). Dès décembre 2011,Gasal avait annoncé son intention de produire de l’hydrogène (PGA du 1.1.2012, p. 31).

q Qatar Holding acquiert 20% de BAA Ltd., qui gère plusieursaéroports britanniques, et 22,22% de CITIC Capital

A quatre jours d’intervalle, les 18 et 22 août, Qatar Holding a réalisé deux nouvellesacquisitions importantes. La première a porté sur l’achat d’un intérêt de 20% dans BAA Ltd., quiexploite l’aéroport britannique de Heathrow, le plus grand d’Europe, ainsi que ceux de Glasgowet d’Aberdeen (Ecosse) et de Stansted et de Southampton (Angleterre). La seconde a étél’acquisition, par le biais d’une souscription à de nouvelles actions de CITIC Capital HoldingsLimited (CITIC Capital, Chine), d’une participation de 22,22% dans cette société de gestiond’investissements affiliée à la China Investment Corporation, le fonds souverain de la Chine.

→ BAA Ltd. : QH a annoncé le 18 août la signature d’un accord avec Ferrovial (Espagne) et


d’autres investisseurs portant sur l’acquisition d’un intérêt indirect dans BAA. D’une valeur de £900millions ($1,4 milliard), la transaction devrait être finalisée avant la fin 2012 après les approbationsréglementaires, dont celle de la Commission européenne en matière de concurrence.

Filiale à 100% de la Qatar Investment Authority (QIA), le fonds souverain qatari vaacquérir auprès de Ferrovial une participation de 10,62% dans FGP Topco Ltd., société-mère deBAA, pour un montant de £478 millions et des intérêts de 5,63% et de 3,75% auprès deBritannia Airport Partners et de GIC Special Investments Pte Ltd. respectivement pour lereste, selon un communiqué du groupe espagnol. Barclays Bank était le conseiller financier deQatar Holding pour cette transaction. En juin 2006, un consortium dirigé par Ferrovial avaitacquis BAA pour un montant de £10,3 milliards.

Dans son communiqué, Qatar Holding a précisé qu’elle considérait toujours le Royaume-Uni comme attrayant sur le plan des investissements, soulignant sa confiance “dans la soliditéfondamentale à long terme de l’économie britannique” et qualifiant la transaction d’opportunité“fantastique” pour promouvoir sa réputation, notamment dans le domaine des infrastructures.

Selon des données de Real Capital Analytics (RCA), publiées par Reuters, au cours des12 mois jusqu’à la mi-août 2012, Qatar a investi €3,5 milliards ($4,3 milliards) dans desacquisitions de propriétés en Europe, y compris le village des athlètes des Jeux olympiques deLondres et un centre commercial sur les Champs Elysées. Depuis 2007, la QIA aurait dépensé€5,7 milliards en biens immobiliers, dont environ 80% à Londres et Paris, selon RCA. Il fautajouter à ces actifs ses acquisitions dans des sociétés énergétiques, telles que Shell et Total (PGAdu 1.5.2012, p. 29, du 16.5.2012, p. 18, et du 1.6.2012, p. 19) et dans des compagnies dans diversautres secteurs industriels.

→ CITIC Capital a indiqué qu’après l’émission des nouvelles actions CITIC PacificLimited et CITIC International Financial Holdings détiendraient conjointement un intérêt de42,78% dans CITIC Capital aux côtés de la China Investment Corporation (CIC - 31,11%), deQH (22,22%) et de la société fiduciaire/dépositaire et de gestion (“management and trustee”) duprogramme d’émission des actions de CITIC Capital (3,89%). La valeur de la transaction n’a pasété dévoilée.

Souhaitant la bienvenue à QH, M. Yichen Zhang, directeur général (CEO) de CITICCapital, a déclaré que QH allait non seulement fournir une base élargie pour le financement de“notre expansion, mais son soutien significatif va consolider significativement notre positionnement demarque comme partenaire préféré et engagé pour investir en Chine comme en dehors de la Chine”.

Créée en 2002, CITIC Capital gère un portefeuille, d’une valeur dépassant $4,4 milliards,pour un groupe d’investisseurs internationaux à partir de ses bureaux à Hong Kong, Shanghaï,Beijing, Tokyo et New York. La CIC, son principal actionnaire, dispose, quant à elle, de fondsestimés à $482 milliards.

La transaction n’est pas la première acquisition du Qatar en Chine. En 2010, la QIA avaitété le principal acheteur lors de la vente de l’Agricultural Bank of China (Agbank) et, selonThomson Reuters, elle y détient toujours une participation de $2,7 milliards. La QIA a égalementsoumis une demande pour obtenir une licence et un quota de $5 milliards pour desinvestissements en Chine dans le cadre du programme chinois de qualification d’investisseursinstitutionnels étrangers (“Qualified Foreign Institutional Investor”- QFII), avait annoncé enjuin le China Securities Journal.


Par ailleurs, la QIA a annoncé le 24 août qu’elle avait augmenté à 12,135% (optionscomprises) son intérêt dans le groupe minier suisse Xstrata par l’achat de 2,88 millions d’actionsà £9,2987 par action. Sans les options d’achat, sa participation est de 11,517%, représentant 345,8millions d’actions. Deuxième actionnaire de cette firme après Glencore (33,65%), le fondssouverain de Qatar essaie d’améliorer en sa faveur les termes du rachat de la firme suisse parGlencore (PGA du 16.8.2012, p. 31). Cette attitude a entraîné un ferme avertissement de cettecompagnie qui a récemment expliqué qu’elle n’hésiterait pas à renoncer à son offre si le Qatarcontinuait à se montrer trop gourmand.

Selon M. Hussain al-Abdulla, l’un des membres de son conseil d’administration, la QIAdisposerait de $30 milliards pour des investissements en 2012, sur un montant total de fondsqu’il a estimé à “beaucoup plus” que $100 milliards.

Nouvelles brèves

l La Qatar Gas Transport Company (Nakilat) a obtenu un prêt islamique - Murabaha - de$380 millions auprès de la Qatar International Islamic Bank (QIIB, $200 millions) et de laQatar Islamic Bank (QIB, $180 millions.). Ce prêt lui permettra de rechercher denouvelles opportunités d’investissement à rendement élevé et de maximiser les bénéficespour ses actionnaires, a déclaré son directeur général, M. Muhammad Ghannam.

l Qatar Petroleum aurait réduit de 70% auparavant à 51% son intérêt dans IndustriesQatar (IQ) par le transfert de 104,5 millions d’actions à la General Retirement and SocialInsurance Authority, a indiqué Zawya Dow Jones, citant IQ.

l Qatar Petroleum a attribué un contrat de RQ 130 millions ($41,9 millions) à ScomiOiltools (Cayman) Ltd, filiale de Scomi Group Bhd (Malaisie), pour la fourniture, surtrois ans, de fluides de forage et de services d’ingénierie. Les fluides seront initialementutilisés par quatre appareils de forage.

EGYPTE/ALGÉRIE

q La fusion entre Petroceltic et Melrose créera une société axée surl’Afrique du Nord, la Méditerranée et la mer Noire

Le 17 août, les firmes britanniques Melrose Resources Plc et Petroceltic International ontannoncé leur intention de fusionner, une opération qui “donnera au groupe combiné une plusgrande présence en Afrique du Nord, en Méditerranée et en mer Noire, où les deux sociétés opèrentdéjà”. A la finalisation de l’accord, la répartition de l’actionnariat dans la nouvelle entité, qui seraappelée Petroceltic, sera de 54% pour Petroceltic International et de 46% pour MelroseResources.

Dans le cadre de l’accord, chaque actionnaire de Melrose recevra 17,6 actions dePetroceltic avec une prime de 6,2% sur sa valeur boursière, à la fermeture le 16 août, de 135,5pence, plus un dividende spécial de 4,7 pence. La transaction évalue Melrose à £165 millions.Outre ses actifs en Algérie, en Italie et dans la région du Kurdistan irakien, Petroceltic ajouteraceux de Melrose en Egypte, en Bulgarie et en Roumanie, dont des champs producteurs dans lesdeux premiers pays.


Parmi les éléments d’information fournis par les deux compagnies sur leur accord, lePGA a sélectionné les suivants :

- Le groupe élargi détiendra des réserves prouvées et probables (2P) de 84 millions debarils équivalent pétrole (bep), des ressources éventuelles (“contingent”, ou 2C) de 357 Mbepet des ressources prospectives sans risque de 1 365 Mbep [les chiffres sur les ressourceséventuelles et prospectives doivent être considérés avec beaucoup de prudence - NDLR].

- La fusion augmentera la flexibilité financière du groupe élargi, lui permettant depoursuivre une stratégie de croissance équilibrée, qui comprendra un programme actifd’exploration et de forage et la participation au développement futur du champ gazier d’AinTsila, en Algérie.

- Le groupe élargi aura une bonne situation financière avec une nouvelle facilité de $300millions fournie par HSBC, qui sera disponible pour une période de 18 mois à partir de la dated’entrée en vigueur de l’accord. Cette somme permettra de financer, entre autres, toutes lesdettes en souffrance de Melrose.

Dans une présentation consacrée au projet de fusion, les principales autres informationssuivantes ont été fournies par Petroceltic :

→ La transaction et la distribution des actions de Petroceltic devraient être achevées le 10octobre et les actions de la nouvelle société devraient être admises sur les marchés de l’AIM etde l’Enterprise Securities Market (ESM, Irlande) le lendemain.

→ A la date de l’accord, les capitalisations boursières de Petroceltic et de Melrose étaientrespectivement de £194 millions ($305 millions) et de £157 millions ($246 millions).

→ Portefeuille exploration/production : la production anticipée pour 2012 en Egypte eten Bulgarie (Melrose) est de 28 000 bep/j.

→Développement : en Algérie, le champ de gaz et de liquides d’Ain Tsila pourrait entreren production avant la fin 2017 et son plateau de production est estimé à 355 millions de piedscubes par jour de gaz humide. Les travaux de développement pourraient débuter en 2014 (voirencadré). La date exacte dépendra cependant de l’approbation du projet par les autoritésalgériennes.

→ Appréciation et exploration :

- Actifs de Petroceltic : en Italie (huit permis), ressources nettes 2C de 52 Mbep et 723Mbep de ressources prospectives moyennes nettes sans risque ; dans le Kurdistanirakien, deux permis - Dinata et Shakrok - opérés par Hess, 571 Mbep de ressourcesprospectives moyennes nettes sans risque, pipeline envisagé près des blocs de Petroceltic.

- Actifs de Melrose : en Egypte, quatre permis - Mansoura et SE Mansoura (intérêt de100%): 11 champs producteurs, avec West et South Khilala et West Dikirnis contribuantà 67% de la production en 2011, réserves nettes de 74 Mbep, projet d’extension de l’usinede GPL en cours à W. Dikirnis. ; Mesaha (opérateur, 40%) en Haute-Egypte, relevésismique en 2-D de 1 041 km, un puits prévu en 2012 et des travaux sismiques ; Qantara(100%), usine de traitement du gaz, production en 2011 de 0,9 Mp.c./j de gaz et 99 b/j de


condensats. En Bulgarie, permis marin de Galata (100%), quatre champs découverts,production anticipée de 38 Mp.c./j de gaz. En Roumanie, deux permis (opérateur, 40%),bassin sous-exploré avec des découvertes récentes adjacentes. En Turquie, un permis,Mardin Sud (opérateur, 66,67%).

La production des permis de Melrose est actuellement de 30 000 bep/j

“L’annonce de la fusion a quelque peu éclipsé celle des résultats intérimaires, mais le premiersemestre 2012 a été une période de progrès solides pour la société (...)”, a déclaré le 22 août M. RobertAdair, président exécutif de Melrose. La production totale des permis de la firme britanniques'est ainsi élevée au premier semestre à 21 300 bep/j (16 200 bep/j pour la part de Melrose), dont103 Mp.c./j de gaz naturel et 3 584 b/j de pétrole, de condensats et de GPL. Sur ce total, la part deMelrose était de 44,6 Mp.c./j et de 1 550 b/j respectivement.

Suite à l’achèvement de deux puits de développement dans les champs de West et deSouth Khilala en Egypte, la production a augmenté et atteint actuellement 30 000 bep/j. “Noussommes confiants d’atteindre notre objectif pour l’ensemble de l’année de 28 000 bep/j”, a ajouté M. Adair.

Au cours du premier semestre, les investissements ont totalisé $24,9 millions ($30 millionssur janvier-juin 2011), dont $19,6 millions en Egypte, $2,8 millions en Bulgarie et $2,5 millions enRoumanie. Au 30 juin, la dette totale avait été réduite à $263,2 millions ($367 millions). Melroseavait cédé le reste de ses intérêts aux Etats-Unis en 2011. Le bénéfice net après impôt s’est élevéà $32,7 millions ($46,7 millions) suite à une baisse de la production en Egypte d’une période àl’autre. Malgré la situation politique instable en Egypte, Melrose a reçu des paiements réguliersdu gouvernement, selon un calendrier pré-établi, pour la vente de ses hydrocarbures, a assuré lasociété.

En Egypte, Melrose a récemment préparé la connexion aux installations de productiondes deux anciennes découvertes d’East Dikirnis et de West Abou Khadra. Un contrat a étéattribué pour la fourniture des deux unités de la station de compression de West Khilala, d’unecapacité de 37,5 Mp.c./j chacune. Un appel d’offres a été lancé pour les travaux d’ingénierie debase et le projet devrait être mis en route à la mi-2013.

Les discussions se poursuivent avec les autorités pour l’extension du permis d’explorationde Mansoura. Un prolongement minimal de six mois jusqu’à décembre 2012 a été confirmé, cequi est une indication d’une disposition à accorder de nouvelles extensions, estime Melrose.


L e d é v e l o p p e m e n t d ’ A i n Ts i l a

Petroceltic International, la Sonatrach et Enel évaluent les ressources de gaz naturel

commercialisable d’Ain Tsila à 2 200 milliards de pieds cubes, ce à quoi il faut ajouter 70 millions

de barils de condensats et 113 millions de barils de gaz de pétrole liquéfiés (GPL). La production

débutera avec 18 puits verticaux et une usine de traitement du gaz sera construite. Le plateau de

production de gaz humide (gaz et liquides) serait de 355 millions de pieds cubes par jour (environ

10 millions de mètres cubes par jour) et ce débit pourrait être maintenu pendant une durée de 14 ans.

Petroceltic International estime que le forage de 106 puits de développement supplémentaires sera

requis pour maintenir ce plateau de production. Le gaz qui sera extrait d’Ain Tsila sera commercialisé

en totalité par la Sonatrach.


EGYPTE

q L’EGPC s’apprête à lancer un nouvel appel d’offres pourl’exploration de 20 blocs dans les déserts Occidental et Oriental

L’Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) va lancer dans les deux prochainsmois un nouvel appel d’offres pour l’exploration de 20 blocs dans les déserts Occidental etOriental, ce qui reflète l’intérêt des compagnies étrangères à investir en Egypte et indique que“nous sommes toujours un marché attrayant pour les investissements”, a déclaré le 21 août M. HaniDahi, président de l’EGPC. Au cours de l’exercice 2012-13, les investissements étrangersdevraient atteindre $8,5 milliards, prévoit M. Dahi.

La récente découverte “significative” réalisée avec le puits Emry Deep 1X sur le permis deMeleiha dans le désert Occidental, qui pourrait produire 10 000 barils par jour de pétrole, a confirmé une fois de plus les ressources abondantes du pays en hydrocarbures, a ajouté M. Dahi. Le permis est détenu par Eni par le biais de sa filiale IEOC (56%, opérateur) enassociation avec Lukoil (24%) et Mitsui (20% - PGA du 1.6.2012, p. 36).

L’EGPC poursuit par ailleurs l’évaluation des offres techniques des 24 sociétés dont lesdemandes ont été acceptées concernant l’appel d’offres international lancé en septembre 2011pour l’exploration de 15 blocs à terre et en mer et dont la date de clôture était fixée au 29 mars2012 (PGA du 16.7.2012, p. 26, du 1.10.2011, p. 18, et du 1.1.2012, p. 28). L’évaluation des offrescommerciales devrait être achevée dans 10 jours, a poursuivi M. Dahi.

q La production a commencé au rythme de 2 200 bep/j sur quatrepuits sur le permis d’Abou Sennan

Kuwait Energy et l’Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) ont annoncé ledémarrage de la production de pétrole brut et de gaz/condensats en provenance de quatre puitssitués sur le permis d’Abou Sennan dans le désert Occidental. Le permis est détenu par KuwaitEnergy (opérateur, 50%) en association avec Beach Petroleum (Egypt) Pty Ltd, filiale de BeachEnergy (Australie, 22%), et Dover Investments Limited (28%). Des tests prolongés deproduction, qui devaient durer six mois, avaient commencé vers la fin juillet (PGA du 1.8.2012,page 34).

Kuwait Energy a indiqué que la production totale combinée s’était élevée à 2 200 barilséquivalent pétrole par jour de pétrole environ, répartie entre les quatre puits comme suit : ZZ-4, 267 b/j de pétrole ; Al Ahmadi-1, 420 b/j (pétrole) ; Al Jahraa-1X, 500 b/j (pétrole) et ElSalmiya-1, 1 000 barils équivalent pétrole par jour (gaz/condensats). Les débits proviennent desformations de Bahariya, d’Abou Roash G, d’Abou Roash E et d’Abou Roash C. La société avaitannoncé les découvertes de ZZ-4 et d’Al Ahmadi-1 en août 2011, celle d’Al Jahraa-1X en février2012 et celle d’El Salmiya-1 en mars 2012 (voir nos articles dans le PGA du 16.3.2012, p. 31, et du16.2.2012, p. 45).

“(...) Les découvertes réalisées sur le permis d’Abou Sennan ont débouché sur l’obtention de troispermis de développement sur le bloc et nous attendons avec impatience de commencer nos activités dedéveloppement sur ces permis”, a déclaré Mme Sara Akbar, directrice générale (CEO) de KuwaitEnergy.

Nouvelle brève

l L’Egypte a formellement demandé au Fonds Monétaire International (FMI) de luiaccorder un prêt de $4,8 milliards à l’occasion de la visite au Caire, le 22 août, de MmeChristine Lagarde, directrice générale du Fonds. Une équipe technique de cetteinstitution financière internationale se rendra au Caire au début septembre pour desdiscussions à ce sujet, a précisé le FMI.

MER CASPIENNE

q La production pétrolière de Dragon Oil au Turkménistandépasse 70 000 barils par jour

Sur le permis marin de Cheleken au Turkménistan, la production de pétrole brut deDragon Oil (DGO) a augmenté de 10,7% à 64 200 barils par jour au premier semestre, contre 58 000 b/j au semestre correspondant de 2011. A la date du 11 août, elle atteignait 70 017 b/j, a indiqué DGO. Dragon Oil est une filiale à 51,5% de l’Emirates National Oil Company (ENOC,Doubai). La dernière hausse est attribuée à la mise en place d’équipements de dessablage surcertaines plates-formes et de filtres à sable dans les puits anciens, dont la production avait étéréduite au deuxième trimestre en raison de la présence croissante de sable.

DGO prévoit que le taux de croissance de la production sera de 10-15% d’ici à la fin de2012. A moyen terme, l’objectif est d’atteindre 100 000 b/j en 2015.

Au cours de la période considérée, DGO a exporté 5,8 millions de barils de pétrole(contre 4,9 Mb au premier semestre 2011), acheminés à 100% via Bakou en Azerbaïdjan, dans lecadre du contrat fob le quai d’Aladja. La voie principale d’évacuation a été le pipeline BTC(Bakou-Tbilissi-Ceyhan), opéré par BP. Le prix moyen réalisé s’est élevé à $102/b ($100/b).

Suite à la hausse de la production et des prix, les recettes de Dragon Oil ont augmenté de12% à $588,4 millions au premier semestre, contre $527,4 millions au premier semestre 2011. Sesbénéfices d’exploitation ont toutefois baissé de 1%, soit de $407,3 millions à $404,2 millionsd’une période à l’autre, et son bénéfice net de 0,2%, passant à $308,9 millions ($309,4 millions).A la fin juin, DGO disposait de $1 666,5 millions en cash et équivalents ainsi qu’en dépôts àterme, contre $1 256,7 millions à la fin juin 2011. Un programme de rachat d’un maximum de 5%de ses actions, pour un montant total de $200 millions, a été entamé en juin (PGA du 16.6.2012,page 43).

Soulignant les progrès réalisés au niveau de la diversification des actifs de la société, M. Abdul Jaleel al-Khalifa, directeur général de DGO (CEO), a rappelé que “Dragon Oil, au seind’un consortium de compagnies, avait remporté le bloc 9 d’exploration et de développement en Irak et quele contrat de service avait déjà été paraphé. En Tunisie, notre partenaire sur le permis d’exploration deBargou, Cooper Energy Limited, s’est assuré un appareil pour entamer le forage du puits HammametWest-3 sur le champ pétrolier de Hammamet West fin 2012 ou début 2013. Nous poursuivons notrerecherche d’actifs pétroliers et gaziers dans les régions qui nous intéressent et, à cette fin, Dragon Oil a étépréqualifiée pour soumettre des offres pour des blocs en Afghanistan cette année”.

M. al-Khalifa a expliqué que l’appareil GPS Jupiter avait fait l’objet d’une lettre d’intention


signée avec Grup Servicii Petroliere SA (GSP) pour le forage en mer en Tunisie. Celui-ci devraitcommencer entre décembre 2012 et mars 2013, selon la date d’arrivée de l’appareil. Le directeurgénéral de DGO a également indiqué que le contrat irakien avait été paraphé le 16 juillet.

Forages

DGO prévoit de mettre en production16 puits de développement sur l’ensemble de2012, dont deux déviations sur des puitsexistants, contre 13 puits annoncés au début2012. Entre janvier et la mi-août, Dragon Oil aachevé le forage de 12 puits, dont les deuxdéviés sur le champ de Dzheitune (Lam). Les travaux se poursuivent sur le puits d’explorationDzheitune (Lam) 13/171 et pour le forage du puits de développement Dzheitune (Lam) C/175.

La livraison de la plate-forme autoélévatrice Caspian Driller est attendue vers la fin 2012pour commencer les travaux au premier trimestre 2013. Les procédures d’adjudication pours’assurer deux appareils de forage, qui seront utilisés sur les plates-formes Dzhygalybeg(Zhdanov) A et B dès qu’elles seront prêtes, et une autre plate-forme autoélévatrice étaient encours à la mi-août. Un contrat devrait être signé pour la plate-forme au début 2013.

Travaux d’infrastructures

La livraison de la plate-forme Dzhygalybeg (Zhdanov) A, qui était attendue vers la fin dupremier trimestre 2012 (PGA du 1.9.2011, p. 29), est à présent prévue pour la fin de l’année et elledevrait pouvoir entamer les forages au premier trimestre 2013. Les travaux sur Dzhygalybeg(Zhdanov) B progressent et elle devrait être livrée et prête pour les forages au premier semestreprochain. La plate-forme de collecte sur le bloc 4 de Dzhygalybeg (Zhdanov) et l‘installation despipelines intra-champ associés sont presque achevées.

Les offres soumises pour la construction et l’installation des plates-formes Dzheitune(Lam) D et E sont en cours d’évaluation et les contrats devraient être attribués à la fin 2012. DGOprépare le lancement d’appels d’offres pour la construction de trois autres plates-formes sur lechamp de Dzheitune (Lam), F, G et H, et des conduites associées et elle estime qu’elle pourraitattribuer les contrats en 2013.

Au premier semestre, les investissements de DGO se sont élevés à $208 millions (contre$151 millions en janvier-juin 2011), dont environ 54% (45%) pour les infrastructures et le restepour les forages.

Usine de traitement du gaz

DGO fournit actuellement une grande partie du gaz non traité à la station de compressiondu gaz, ce qui lui permet de réduire sensiblement le brûlage du gaz associé. La compagnie aobtenu l’approbation des autorités turkmènes pour lancer en 2012 un appel d’offres pour unprojet d’ingénierie, de fournitures, de construction et d’installation d’une usine de traitement dugaz. La construction devrait s’étaler sur deux à trois ans après l’attribution du contrat. Lacapacité prévue de l’usine est de 220 millions de pieds cubes par jour de gaz, “ce qui nouspermettra à l’avenir de séparer environ 2 900 barils équivalent pétrole par jour de condensats et demélanger notre part des condensats avec notre part du pétrole brut (...) “, a précisé DGO.


Dragon Oil prévoit demettre en production 16 puits

sur l’ensemble de 2012

EMIRATS ARABES UNIS

q L’ENEC passe des contrats avec six firmes internationales pourson approvisionnement en uranium

L’Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) a annoncé le 15 août les résultats del’appel d’offres lancé en juillet 2011 pour l’alimentation en uranium, sur 15 ans, des quatreréacteurs nucléaires qu’elle se propose de construire aux Emirats Arabes Unis (EAU - PGA du16.3.2012, p. 26). Des contrats ont été attribués à six principaux fournisseurs de combustiblesnucléaires pour fournir une série de services à l’ENEC dans ce domaine.

“La stratégie adoptée garantit la sécurité de l’alimentation, fournit des assurances de qualité pourles matériels liés aux combustibles et des termes commerciaux compétitifs pour protéger les intérêts duprogramme nucléaire pacifique des EAU en offrant une flexibilité dans les volumes et la possibilité des’adapter aux conditions changeantes du marché”, a précisé l’ENEC.

A partir de 2014-2015, les six sociétés suivantes participeront au programmed’alimentation de l’ENEC en uranium et/ou fourniront des services associés :

- Uranium One, Inc. (Canada) et Rio Tinto (basée au Royaume-Uni) fourniront del’uranium naturel.

- ConverDyn (Etats-Unis) fournira des services de conversion. La conversion estl’opération par laquelle des concentrés d’uranium sont convertis en matériels prêts à êtreenrichis.

- Tenex (Russie) et Areva (France)fourniront les concentrés d’uranium,ainsi que des services de conversion etd’enrichissement.

- Urenco (basée au Royaume-Uni)fournira des services d’enrichissement.

La valeur globale des six contrats est d’environ $3 milliards, selon les projections del’ENEC. Ils permettront à la centrale de Barakah de produire jusqu’à 450 millions de MWhd’électricité sur 15 ans à partir de 2017, date prévue du démarrage du premier réacteur. L’ENECprévoit par ailleurs d’avoir recours au marché de temps en temps pour bénéficier de conditionsfavorables et consolider la sécurité de ses approvisionnements. L’uranium enrichi sera livré àKEPCO Nuclear Fuels (KNF), qui assemblera le combustible nucléaire pour son utilisation dansles quatre réacteurs émiratis prévus.

KNF fait partie du consortium dirigé par la Korea Electric Power Corporation (KEPCO),le contractant principal pour les réacteurs nucléaires qui avait été sélectionné en décembre 2009pour la conception, la construction et une assistance dans l’exploitation de la centrale. D’unevaleur de $20,4 milliards, le contrat porte sur la construction, la mise en route et l’alimentationdes quatre réacteurs d’une puissance de 1 400 MW chacun. La date prévue d’achèvement del’ensemble du projet est 2020 (PGA du 1.1.2010, p. 28).

Parmi les six contractants, seule Areva et Tenex avaient fourni des précisions sur leurscontrats au moment de la publication du PGA. D’un montant supérieur à €400 millions ($492,86millions), “ce contrat porte sur la fourniture par Areva, sur une période de huit ans, d’uranium enrichi


La valeur globalede ces six contrats estd’environ $3 milliards

destiné à la future centrale nucléaire de Barakah, en cours de construction aux Emirats Arabes Unis”, aindiqué le groupe français. “D’ici à 2020, avec quatre centrales en fonctionnement, l’énergie nucléairedevrait satisfaire jusqu’à 25% des besoins en électricité des Emirats Arabes Unis, qui sont estimés à 40GWe en 2020, contre 15,5 GWe aujourd’hui”, a poursuivi Areva.

Tenex, filiale de Rosatom State Corporation, s’est limitée à indiquer que ce contrat étaitpour elle le premier dans la région du Golfe. M. Alexey Grigorev, directeur général de la firmerusse, a souligné que le développement du programme nucléaire aux EAU était basé sur lesnormes les plus strictes en matière de sécurité, de transparence et de non-prolifération, ce quifait de ce pays “un modèle pour le développement de l’énergie nucléaire et pour les nouveaux venus dansl’industrie dans le monde”.

Nouvelles brèves

l La Dubai Electricity and Water Authority (DEWA) va lancer en fin d’année la dernièrephase de la centrale “M” à Djebel Ali. D’un coût supérieur à Dh 10 milliards ($2,72milliards), elle augmentera la capacité de production de la DEWA de 2 000 MWd’électricité et de 140 millions de gallons/jour d’eau dessalée, a indiqué M. WaleedSalman, vice-président par intérim chargé de la stratégie et du développement àl’autorité.

l Ettihad Rail, le développeur et exploitant du réseau ferroviaire national des EAU, a lancédes appels d’offres pour les trois premiers contrats de la deuxième phase du réseauferroviaire. Les trois appels d’offres auprès des sociétés préqualifiées couvrent laconception et la construction des lignes entre Roweis et Ghweifat (137 km), la jonctionentre Liwa et Al Ain (190 km), ainsi que le contrat des systèmes couvrant la signalisation,les communications et la mise en service de la deuxième étape du réseau. Sa constructiondoit démarrer au début de l’année prochaine. La phase 1 du réseau est en coursd’élaboration en partenariat avec l’Adnoc, qui l’adoptera comme principal moyen detransport du soufre granulé de Shah et de Habshan vers le port de Roweis en vue del’exportation (PGA du 16.11.2011, p. 37).

LIBYE

q Libya 2012 Summit - Oil, Gas and Sustainable Growth (Tripoli,24-26 septembre 2012)

Le CWC Group organise du 24 au 26 septembre à Tripoli le Libya Summit - Oil, Gas andSustainable Growth en lien étroit avec la National Oil Corporation (NOC), qui soutient cetteconférence et qui y participera par le biais de plusieurs intervenants. Parmi les orateursconfirmés, on relève en effet les noms de M. Bashir Garea, directeur exploration de la compagnienationale, ainsi que ceux de plusieurs de ses collègues de la NOC, dont MM. Adel Ahmed Tawil,directeur industriel, Salem Ragab Alnawal, directeur général ressources humaines, et MohamedHarari, spécialiste senior en matière de planification.

→ Contact : Phillip Clark, tél. : +44 20 7978 0056, email : [email protected];Catherine Jacobs, tél. : +44 20 7978 0049, email : [email protected]


LIBAN

q Dolphin Geophysical et Spectrum ont été sélectionnées pouracquérir 1 500 km² de données sismiques au large du Liban

Dolphin Geophysical (Norvège) a été chargée, avec la collaboration de Spectrum, deconduire un nouveau relevé sismique multi-clients au large du Liban. Le navire Polar Dukedevra acquérir un minimum de 1 500 kilomètres carrés de données sismiques en 3-D. Lamobilisation et l’acquisition commenceront immédiatement, a précisé Dolphin Geophysical le 17août. Le relevé sera achevé en septembre et les données devraient être disponibles pour lesclients avant la fin 2012, a ajouté la firme norvégienne.

Pour sa part, Spectrum a précisé que le contrat avait été attribué par le ministère del’Energie et de l’Eau et qu’il portait sur l’acquisition du relevé MC3D dans le sud-ouest de lazone économique exclusive (ZEE) du Liban (voir carte). L’ensemble du projet couvrira 3 000km², dont les 1 500 km² constituent la phase 1. Le périmètre concerné est considéré par Beicip-Franlab comme étant à “prospectivité élevée”. Cette firme avait précédemment réalisé une étudepour le compte du ministère. Spectrum a ajouté que certaines données traitées rapidement sur lePolar Duke seraient disponibles dès novembre et que l’ensemble des travaux serait achevé audébut 2013, date à laquelle le gouvernement libanais prévoit de lancer le premier appel d’offrespour l’exploration offshore.

En janvier, le ministèrelibanais de l’Energie et de l’Eauavait renouvelé pour cinq ans unaccord signé avec Spectrum etportant sur le retraitement desdonnées sismiques multi-clientsacquises en Méditerranée orientale,dont une partie concerne l’offshorelibanais. Dénommées Leb-02 etEMED-OO (East-Med), ces donnéesproviennent de quatre relevéssismiques totalisant 22 645 km en2-D, dont 5 526 km au large duLiban (PGA du 1.2.2012, p. 32).Spectrum avait été chargée deretraiter le relevé sismique Leb-02 àtemps pour l’appel d’offres pourl’exploration de blocs en mer, dontle lancement était alors prévu aucours du premier semestre. La zoneoffshore dépendant du Liban enMéditerranée orientale couvre unesuperficie de 22 730 km² et n’ajamais été explorée.

En 2011, le ministère del'Energie et de l'Eau avait fait appel


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à Beicip-Franlab pour interpréter plus de 10 000 kilomètres de données 2-D et pour préparer unrapport d'interprétation régional [ce rapport est à usage interne, avait précisé le ministère - NDLR]. En partenariat avec le programme du gouvernement norvégien Oil for Developmentet avec PGS (Norvège), Beicip-Franlab avait également été choisie pour finaliser les projets dedécrets d’application de la loi pétrolière nécessaires au lancement de l’appel d’offres (voirdétails dans PGA du 16.1.2012, p. 17).

Malgré les progrès réalisés sur ce plan, la situation politique régionale et interne au Libancontinue de retarder tout le processus. Une nouvelle loi pétrolière avait été promulguée en 2010(PGA du 1.9.2010, p. 15), mais elle n’est devenue applicable qu’en janvier 2012 (PGA du16.1.2012, p. 17). De plus, sa mise en œuvre effective est suspendue à la constitution d’un comitéde six membres qui sera chargé de superviser les activités du secteur des hydrocarbures. Aumoment de la publication du PGA, 18 noms sur 613 demandes avaient été retenus, selon leministre de l’Energie, M. Gebran Bassil, mais les six membres du futur comité n’avaient pasencore été sélectionnés.

Nouvelle brève

l Le ministère de l’Energie et de l’Eau a invité les contractants EPC (ingénierie,fournitures, construction) à se préqualifier pour un projet de construction et de mise enroute d’une zone de stockage de produits pétroliers aux installations existantes deTripoli. Les dossiers de préqualification peuvent être retirés auprès du ministère àl’adresse suivante : Furn El Chebbak, Centre Gharios, 11ème étage, Beyrouth ; tél. : 00961 1284780/782 ; fax : 00961 1 284781. Les demandes doivent être soumises le 14 septembre auplus tard à l’adresse précitée ou par email à [email protected].

EAU/EGYPTE/IRAK

q Au premier semestre, la production de Dana Gas en Egypte et auKurdistan irakien était de 60 950 bep/j

Au premier semestre, la production de Dana Gas (Charjah) provenant de ses intérêts enEgypte et dans la région du Kurdistan irakien (RKI) s’est élevée en moyenne à 60 950 barilséquivalent pétrole par jour (bep/j), contre 65 600 bep/j pour la période correspondante de 2011,dont 32 750 bep/j de pétrole brut, de gaz et de condensats en Egypte et 28 200 bep/j dans la RKI.Ce dernier chiffre représente sa participation de 40% dans Pearl Petroleum qui opère dans cetterégion dans laquelle sa production était de 19 800 bep/j au premier semestre 2011. Cetaccroissement de 42% est attribué à l’augmentation des livraisons de gaz réalisée suite àl’exploitation des deux trains de gaz de pétrole liquéfiés (GPL) de l’usine sur le champ de KhorMor, parallèlement à l’installation avancée de production (EPF), ainsi qu’à la production de gazde pétrole liquéfiés (GPL) et de condensats extraits des volumes supplémentaires de gaz.

En Egypte, la production devrait s’accroître en 2012 avec l’ajout d’installations decompression et de nouveaux puits producteurs et la mise en production de deux nouveaux champs.

Dana Gas a augmenté de 13% à Dh 767 millions ($209 millions) son bénéfice brut parrapport au premier semestre 2011 et de 79% à Dh 387 millions son bénéfice net, contre Dh 216millions sur janvier-juin 2011. Les recettes des ventes d’hydrocarbures se sont accrues de 1%,


soit de Dh 1 243 millions à Dh 1 254 millions d’une période à l’autre et, ce, malgré les créancesimpayées par les gouvernements de l’Egypte et de la RKI pour les livraisons d’hydrocarbures.Dana Gas continue de rechercher “une solution consensuelle qui soit équitable pour tous lesdétenteurs de sukuk” (obligations islamiques), d’une valeur globale de $1 milliard, qui viennent àéchéance le 31 octobre 2012, a indiqué la compagnie émiratie dans son rapport sur ses résultatsdu premier semestre (PGA du 1.6.2012, p. 31).

“Nous avons réalisé nos projections de recettes pour le premier semestre et un bénéfice net solide deDh 387 millions. La collecte de nos recettes était conforme à nos attentes et nous continuons d’avoir desdiscussions constructives avec les deux gouvernements de l’Egypte et de la région du Kurdistan irakien surle paiement des arriérés dus à la société (...) “, a déclaré M. Adel al-Sabeeh, président de Dana Gas.

Au 30 juin, la firme émiratie détenait Dh 601 millions en cash, contre Dh 411 millions fin2011. Son cash-flow continue de subir l’impact négatif de la situation économique mondiale etdes événements politiques régionaux qui ont débouché sur des paiements ‘’sporadiques et enretard’’ des sociétés d’Etat concernées en Egypte. Les différends politiques en Irak ont de mêmeaffecté les paiements par l’Etat aux compagnies opérant dans la RKI. “Dana Gas espère que cesproblèmes seront résolus à court et moyen terme”.

“Nous avons maintenu des niveaux solides de production nette au premier semestre. Des progrèsont été réalisés dans notre programme de forage en Egypte, avec une nouvelle découverte (le champ deWest Al Baraka) dans le sud du pays (...). Je suis également heureux d’annoncer que la mise en route del’usine de liquides de gaz naturel à Ras Shukheir (Egypte) avance bien et qu’elle devrait êtreopérationnelle au second semestre 2012”, a indiqué M. Ahmed al-Arbeed, directeur général (CEO)de la société. L’usine aura une capacité de traitement de gaz de 150 millions de pieds cubes/jourpour la production de gaz de pétrole liquéfiés (GPL). Celle-ci sera composée de 110 000tonnes/an de propane, qui seront exportées, et de 20 000 tonnes/an de butane, qui serontvendues à l’Etat.

Situé sur le permis de Komombo (ou Kom Ombo) en Haute-Egypte, la production dupuits West Al Baraka-2, a augmenté de 30 bep/j auparavant à 173 bep/j après fracturation. Lepuits fera l’objet de tests à long terme afin de mieux apprécier, notamment, sa productivité etl’extension du réservoir et de déterminer le nombre de puits à forer. Deuxième puitsd’exploration à être foré sur ce bloc, Faris-1 a été entamé vers la fin juin et il devrait être mené àune profondeur totale de 6 300 pieds jusqu’à la formation Komombo A.

La production de Crescent Petroleum et de Dana Gas au Kurdistan irakien a atteint

70 000 bep/j

Le 8 août, Crescent Petroleum et sa filiale Dana Gas, qui sont les opérateurs conjoints duchamp de Khor Mor, avaient annoncé que la production totale provenant de leurs principalesactivités dans la région du Kurdistan irakien avait progressé continuellement pour atteindre 70 000 bep/j, dont 330 millions de p.c./j de gaz et 15 000 b/j de condensats associés. Depuis sondémarrage en octobre 2008, la production cumulée a totalisé plus de 249 milliards de p.c. de gazet 11,7 Mb de condensats. Le gaz alimente les centrales électriques locales, d’une capacité de 1 750 MW.

A la fin juin, les partenaires dans le projet avaient investi $963 millions sur les blocs deKhor Mor et de Chemchemal dans le cadre de contrats signés avec le gouvernement régional duKurdistan (GRK) en avril 2007.



YEMEN

q Nouveau sabotage du gazoduc alimentant l’usine deliquéfaction de Yemen LNG

Dans un communiqué de presse très bref de trois phrases, Yemen LNG Company aconfirmé que le gazoduc reliant le bloc 18 au terminal de Balhaf sur le golfe d’Aden avait été ànouveau saboté le 21 août. Ce sabotage à l’explosif est intervenu à 1h15 du matin ce jour-là, à 171kilomètres au nord de l’usine de liquéfaction de Balhaf - qui est exploitée par Yemen LNG - etn’a fait aucune victime, a précisé la compagnie.

Ce sabotage est le quatrième officiellement reconnu depuis le début 2012 et le troisièmepour lequel Yemen LNG publie un communiqué toujours très bref mais explicite (PGA du

A project linking North and South Yemen

Largest ever industrial investmentand first limited recourse project financing in Yemen

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1.5.2012, p. 22, et du 16.4.2012). Les troisprécédents s’étaient produits à la finmars, à la fin avril et à la mi-mai. Cesattentats ont été attribués à Al-Qaïdadans la péninsule arabique (AQPA). A ce jour, aucun d’entre eux n’a été tropgênant pour la société en termeséconomiques mais, en juin dernier, lorsd’un forum énergétique bilatéral à Sana’a, l’ambassadeur de la République de Corée au Yémenavait souligné la “nécessité vitale” de protéger les oléoducs et les gazoducs. La Korea GasCorporation (Kogas) importe environ 3,5 millions de tonnes par an de GNL yéménite et troisfirmes coréennes, la Kogas (6%), SK Energy (9,55%) et Hyundai Corporation (5,88%),détiennent conjointement une participation de 21,43% dans le capital de Yemen LNG.

Outre les sociétés citées ci-dessus, les actionnaires de Yemen LNG sont Total (39,62%),Hunt Oil Company (Etats-Unis, 17,22%), la compagnie nationale Yemen Gas Company(16,73%) et la General Authority of Social Security and Pensions (Yémen, 5%).

q DNO International renonce définitivement à acquérir la firmecanadienne Calvalley Petroleum

Contrairement à ce qu’elle avait envisagé, DNO International ASA ne soumettrafinalement pas d’offre en vue de l’acquisition de la firme canadienne Calvalley Petroleum Inc.,qui est active dans l’exploration-production au Yémen. La société norvégienne a expliqué le 23août qu’en dépit de ses discussions avec l’entreprise canadienne elle n’avait pas pu déterminer lanature exacte et l’impact potentiel d’une revendication d’Al-Zarqa Electricity envers CalvalleyPetroleum en vertu d’un accord entre les deux parties remontant à décembre 1996. DNOInternational avait annoncé une offre publique d’achat sur Calvalley, qui devait êtreformellement entamée vers le 12 juillet, avant de l’abandonner temporairement au regard denouvelles informations émanant de sa cible. DNO avait alors précisé qu’elle allait tenter d’établirun dialogue constructif avec Calvalley et qu’elle n’excluait pas de relancer le processus de l’OPAen fonction des résultats de ces discussions (PGA du 16.7.2012, p. 28, et du 1.8.2012, p. 38).

La version donnée par Calvalley Petroleum est quelque peu différente de celle de DNOInternational. Le 23 août également, la société a expliqué que, compte tenu des différentesoptions qui se présentaient à elle, elle n’avait pas considéré les termes de l’offre de DNO commeparticulièrement intéressants. Au sujet du différend avec Al-Zarqa Electricity, Calvalley aindiqué qu’elle avait proposé à DNO de lui fournir des informations confidentielles sur ce sujetà condition que la compagnie norvégienne signe avec elle un accord de confidentialité, ce queDNO aurait refusé. Calvalley, qui avait indiqué le 11 juillet qu’elle allait examiner diversesoptions stratégiques pour accroître sa valeur pour ses actionnaires, a ajouté qu’elle poursuivaitses discussions avec plusieurs autres tierces parties mais qu’il n’y avait pas de garantie que ceprocessus débouche sur une transaction.

Calvalley Petroleum opère au Yémen le bloc 9 (permis de Malik) avec une participationde 50%. L’un de ses partenaires envisage de céder son intérêt de 25% sur ce bloc et l’entreprisecanadienne dispose d’un droit de préemption sur cette participation à condition d’offrir lemême prix qu’un autre acheteur éventuel. Le 23 juillet cependant, le conseil d’administration deCalvalley a précisé qu’il n’exercerait pas ce droit de préemption.


Le nouveau sabotage du gazoducde Yemen LNG est le quatrièmereconnu publiquement depuis

le début 2012


PAYS ARABES

q La production gazière d’Oxy dans les pays arabes a augmenté de10% à 464 Mp.c./j au premier semestre 2012

Très active au Moyen-Orient et en Libye, Occidental Petroleum Corporation (LosAngeles, Californie) a enregistré une hausse de 10,2% de sa production gazière dans les paysarabes au cours du premier semestre 2012. Celle-ci était de 464 millions de pieds cubes par jourentre janvier et juin, contre 421 Mp.c./j pour le premier semestre de l’an dernier. Au cours dusecond trimestre 2012, cette production a atteint 481 Mp.c./j, en hausse de 13,4% sur la périodecorrespondante de 2011 (424 Mp.c./j).

La production gazière d’Occidental Petroleum dans cette région provient de Bahrein, duprojet Dolphin, qui est alimenté en gaz du Qatar, et d’Oman. Au premier semestre de cetteannée, la part de production de la firme américaine était de 224 Mp.c./j au Bahrein (+30,2%), de183 Mp.c./j pour Dolphin (-8%) et de 57 Mp.c./j au sultanat d’Oman (+14%).

Pour les liquides (pétrole brut et liquides du gaz naturel), la production d’OccidentalPetroleum dans les pays arabes a par contre baissé de 4,9% au premier semestre pour s’établir à195 000 barils par jour (205 000 b/j au premier semestre 2011). Les pays les plus importants pourla compagnie étaient sur cette période le Qatar (82 000 b/j) et Oman (63 000 b/j). La baisse s’estpoursuivie au second trimestre 2012 avec 190 000 b/j mais ce chiffre marquait une très légèreprogression - +1% - par rapport à la période correspondante de 2011 (188 000 b/j). La productionmondiale d’hydrocarbures d’Occidental Petroleum était de 760 000 barils équivalent pétrolepar jour au premier semestre 2012 (+5,1%), dont 319 000 b/j de liquides et 837 Mp.c./j de gaznaturel aux Etats-Unis.

Production d’hydrocarbures d’Occidental Petroleum dans les pays arabes

2T2012 2T2011 1S2012 1S2011

Pétrole brut (1 000 b/j)Bahrein 4 3 4 3Dolphin 9 10 9 10Oman 62 68 63 67Qatar 74 68 73 72Autres 32 28 37 43Total 181 177 186 195

LGN (1 000 b/j)Dolphin 9 11 9 10

Total liquides (1 000 b/j) 190 188 195 205

Gaz naturel (Mp.c./j)Bahrein 230 172 224 172Dolphin 194 203 183 199Oman 57 49 57 50Total gaz 481 424 464 421

Source : Occidental Petroleum, 26 juillet 2012.

COMPAGNIES

q L’Afrique représentait 30% de la production d’hydrocarbures deTotal au premier semestre 2012

La production d’hydrocarbures liquides et gazeux de Total a baissé de 1% environ à 2 317 000 barils équivalent pétrole par jour au premier semestre 2012 et, au second trimestre decette année, cette production ne dépassait pas 2 261 000 bep/j (-2% en un an). Par contre, la partde production du groupe français en Afrique a progressé de 7% à 707 000 bep/j au premiersemestre et de 12% à 706 000 bep/j au second trimestre.

Sur les six premiers mois de 2012, le continent africain (y compris l’Afrique du Nord)représentait 30,5% de la production mondiale d’hydrocarbures de Total, loin devant le Moyen-Orient (494 000 bep/j, 21,3%) et l’Europe (464 000 bep/j, 20%). La proportion était de 31,2% entreavril et juin 2012.

Parmi les sept grandes régionsmondiales pour lesquelles Total donne deschiffres, quatre d’entre elles - par ordredécroissant d’importance, Moyen-Orient,Europe, Asie/Pacifique et Amérique du Sud -ont vu leur production diminuer au cours dessix premiers mois de cette année. Outrel’Afrique, Total a fait état d’une hausse de sa production pour l’ex-URSS (+125% à 185 000 barilséquivalent pétrole par jour) et pour l’Amérique du Nord (+3% à 69 000 bep/j) mais ces régionssont nettement moins importantes aujourd’hui pour le groupe que l’Afrique, le Moyen-Orient etl’Europe.

Si l’Afrique est la région majeure pour Total en termes de production d’hydrocarbures,elle joue un rôle clé pour les liquides puisqu’elle représentait, avec 570 000 b/j au premiersemestre, 46,6% de la production mondiale de liquides du groupe français qui était de 1 224 000b/j. Cette production s’inscrit d’ailleurs sur une forte dynamique haussière car elle a augmentéde 10% au premier semestre et de 18% au second trimestre alors que, pour la productionmondiale de liquides de Total, les évolutions sur cette même période étaient respectivement de -2% et de +2% environ. L’Afrique devançait le Moyen-Orient avec une part de 24,9% (305 000 b/jde janvier à juin 2012) et l’Europe (212 000 b/j, 17,3%). Par contre, pour le gaz naturel, l’Afriquese classait au sixième rang des sept régions avec 702 millions de pieds cubes par jour (-3%) surune production mondiale de 5 974 millions de p.c./j, inchangée par rapport au premier semestre2011. Sa part dans la production gazière de Total n’était que de 11,7%.

Au premier semestre, la production d’hydrocarbures de Total en Afrique a été affectéenégativement par un accident au Nigeria et positivement par la remontée de sa production enLibye.


A F R I Q U E

L’Afrique représentait 47%de la production de liquides

de Total au 1er semestre


Production mondiale d’hydrocarbures de Total par zone géographique(1 000 bep/j)

2T2012 1T2012 2T2011 2T2012/2T2011 1S2012 1S2011 1S2012/1S2011

(%) (%)

Europe 429 499 475 -10 464 528 -12

Afrique 706 709 628 +12 707 659 +7

Moyen-Orient 477 511 571 -16 494 576 -14

Amérique du Nord 69 68 66 +5 69 67 +3

Amérique du Sud 187 182 190 -2 185 188 -2

Asie Pacifique 213 214 241 -12 213 241 -12

CEI 180 189 140 +29 185 82 +126

Production totale 2 261 2 372 2 311 -2 2 317 2 341 -1

Source : Total, 27 juillet 2012.

Production de liquides de Total par zone géographique(1 000 b/j)

2T2012 1T2012 2T2011 2T2012/2T2011 1S2012 1S2011 1S2012/1S2011

(%) (%)

Europe 199 226 240 -17 212 251 -16

Afrique 573 566 484 +18 570 517 +10

Moyen-Orient 310 300 321 +3 305 323 -6

Amérique du Nord 25 24 26 -4 25 29 -14

Amérique du Sud 60 63 73 -18 61 78 -22

Asie Pacifique 25 24 28 -11 25 28 -11

CEI 26 26 25 +4 26 19 +37

Production totale 1 218 1 229 1 197 +2 1 224 1 245 -2


Production de gaz naturel de Total par zone géographique(Mp.c./j)

2T2012 1T2012 2T2011 2T2012/2T2011 1S2012 1S2011 1S2012/1S2011

(%) (%)

Europe 1 264 1 492 1 284 -2 1 378 1 512 -9

Afrique 674 730 734 -8 702 726 -3

Moyen-Orient 916 1 143 1 355 -32 1 029 1 372 -25

Amérique du Nord 253 247 226 +12 249 215 +16

Amérique du Sud 759 663 650 +17 711 611 +16

Asie Pacifique 1 019 1 073 1 209 -16 1 046 1 206 -13

CEI 837 878 619 +35 859 337 +155

Production totale 5 722 6 226 6 077 -6 5 974 5 979 -


ANGOLA

q Total et Inpex renforcent leur coopération avec l’entrée de lafirme japonaise sur le bloc 14 en mer profonde

Total a annoncé le 21 août avoir cédé à la firme japonaise Inpex Corporation uneparticipation de 9,99% sur le bloc 14 sur lequel le groupe français détient un intérêt de 20% auxcôtés de Cabinda Gulf Oil Company Limited (opérateur, 31%), Sonangol Pesquisa e Produção(20%), Eni Angola Exploration, B.V. (20%) et Galp Exploração e Produção Petrolifera, S.A.(Portugal, 9%). L’opérateur est une filiale de Chevron Corporation. Techniquement, laparticipation de 20% de Total sera transférée dans une nouvelle filiale de Total, Angola Block 14B.V., dans laquelle Inpex deviendra actionnaire.

Le bloc 14 (voir carte p. 45) constitue donc pour les deux parties une nouvelle occasiond’intensifier une coopération solide et ancienne et qui s’est déjà concrétisée par des accords dansdivers pays producteurs. L’une des manifestations les plus spectaculaires de ce partenariat est leprojet d’Ichthys en Australie pour lequel Inpex est opérateur avec une participation de 66,07%.Total a obtenu un intérêt de 30% dans ce projet gazier de très grande taille, dont le coût dedéveloppement est estimé à U.S.$34 milliards. Il porte sur les travaux de développement enmer, la construction d’une usine de liquéfaction du gaz et la pose d’un gazoduc pour relier lesinstallations de production à l’usine de GNL.

En Indonésie, Total et Inpex sontassociées à 50-50% sur le permis marin deMahakam. A Abou Dhabi, les deux groupesdétiennent chacun un intérêt dans l’AbuDhabi Marine Operating Company (Adma-Opco, Inpex par l’intermédiaire de la Jodco).Au Kazakhstan, Total (16,81%) et Inpex(7,56%) figurent parmi le tour de table prestigieux du permis North Caspian, qui comprend lechamp supergéant de Kashagan. Toujours dans la région de la mer Caspienne, les deuxcompagnies sont actionnaires dans la société qui gère l’oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan (Total5% et Inpex 2,5%). Et, au Canada, Inpex détient une participation de 10% dans le projet de sablesbitumineux de Joslyn, qui est opéré par Total (38,25%).

Le bloc 14 (4 094 km²) est situé à une centaine de kilomètres au large de Cabinda pardes profondeurs d’eau de 200 à 1 500 mètres. Il est proche du bloc 0, également opéré parChevron. Sa production était de 187 000 barils par jour en 2011. Trois champs ou pôles sonten exploitation : Kuito, Benguela-Belize-Lobito-Tomboco et Tombua-Landana. Selon Total,la production actuelle de ce permis serait supérieure à 160 000 b/j. D’autres découvertes ontété réalisées par Chevron et d’autres développements seront donc lancés à l’avenir. Lacompagnie américaine a expliqué que des études étaient en cours en vue de la mise en valeurde Lucapa et de Malange. Les activités d’exploration sur ce bloc ne sont par ailleurs pasachevées.

Inpex n’est pas un nouveau venu en Angola puisque le groupe japonais est associé àl’exploitation de champs sur les blocs 3/05 et 3/91 et à l’exploration du bloc à terre de CabindaNord. La société, qui indique être engagée dans plus de 70 projets répartis dans 27 pays, entendaccroître sa présence en Afrique.


Inpex et Total sont associéesdans plusieurs autres projets

pétroliers et gaziers

En 2011, la part deproduction de Total en Angolaétait de 135 000 barils équivalentpétrole par jour, contre 163 000bep/j en 2010 et 191 000 bep/j en2009. Le groupe était l’an dernier lepremier opérateur du pays avec640 000 bep/j. Sa part de

production provient essentiellement des blocs 17 (Total opérateur), 0 et 14. Sur le bloc 17, troispôles, Girassol-Rosa, Dalia et Pazflor, sont en production et CLOV (découvertes de Cravo,Lirio, Orquidea et Violeta) est en cours de développement. Pour ce quatrième pôle, la mise enhuile est attendue pour 2014.

Total est partie prenante du projet de gaz naturel liquéfié Angola LNG (13,6%), pourlequel la mise en production était prévue en 2012. La société détient par ailleurs uneparticipation de 30% sur le bloc 32 en mer très profonde. Le potentiel de ce permis est fortintéressant puisque 12 découvertes pétrolières y ont été réalisées.

ANGOLA/CONGO

q Coup d’envoi par Chevron au développement de Lianzi, partagéentre l’Angola et le Congo

Chevron Corporation a lancé ledéveloppement du champ pétrolier de Lianzi,qui est situé en mer dans la zone partagéeentre la République du Congo (CongoBrazzaville) et l’Angola. Cette zone a faitl’objet d’un accord d’unitisation entre les deux pays. La distance vis-à-vis de la côte est de 105kilomètres par 900 mètres de profondeur d’eau. Lianzi sera relié à la plate-forme Benguela-Belize-Lobito-Tomboco (BBLT) sur le bloc 14 au large de l’Angola (voir ci-dessus).

Le coût de développement est estimé à $2 milliards. La production devrait démarrer en2015 et le plateau serait de 46 000 barils équivalent pétrole par jour. C’est la première fois que legroupe américain sera opérateur au Congo. La compagnie est très active dans ce pays et elle estl’un des principaux opérateurs pétroliers en Angola. Chevron Overseas Congo Limited(31,25%) est opérateur de Lianzi et ses partenaires sont Total (36,75%), Eni (10%), Sonangol(10%), la Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC, 7,5%) et Galp (Portugal, 4,5%).


Le coût de développementest estimé à $2 milliards

Total est devenu lepremier opérateur en Angola

avec une production de 640 000 bep/j

L e P G A d i s p o n i b l e p a r e - m a i l s a n s s u p p l é m e n t d e p r i x

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versions papier et e-mail - voir nos tarifs 2012 en page 2).


Source : Total. Carte TroisCube, août 2012.

Localisation du bloc 14


(Ci-dessous le texte d’un article paru dans le numéro de juillet-août 2012 de la Lettre Vision Pétrole,qui est publiée par Energy Funds Advisors - www.energyfundsadvisors.com. Basée à Paris, Energy FundsAdvisors est une société de conseil en investissements active dans le domaine de la gestion de fonds avecune concentration exclusive sur les thématiques liées à l’énergie. Energy Funds Advisors - ENFA - conseillela société de gestion La Française AM - www.lafrancaise-am.com - sur la politique d’investissement dufonds LFP ENFA Vision Pétrole. Contacts ENFA : Olivier Rech et Luca Baccarini ;[email protected]; [email protected] Francis Perrin,président de Stratégies et Politiques Energétiques et directeur de la publication et de la rédaction dePétrole et Gaz Arabes, fait partie du comité des experts d’ENFA).

Marché pétrolier : un large éventail de ressources…

ì Le marché mondial des carburants, combustibles et autres produits dérivés a étéprincipalement satisfait des débuts de l’industrie à la fin du 19ème siècle jusqu’au début desannées 2000 par extraction puis raffinage de la ressource naturelle communément appelée“pétrole”. Bien que ses caractéristiques physico-chimiques soient variables d’un lieu deproduction à l’autre (par exemple la viscosité du liquide), l’élément structurant est qu’il s’agitd’un hydrocarbure liquide extrait d’une roche poreuse et perméable par application destechniques classiques de forage. De façon schématique, le pétrole, liquide à l’état naturel, estproduit grâce à la différence entre la pression élevée de la roche qu’il imprègne et la pressionatmosphérique en tête de puits. Le pétrole conventionnel représente actuellement 80% dumarché mondial des hydrocarbures liquides. A de très rares exceptions (en Arabie Saoudite etau Japon), le pétrole brut n’est pas utilisé directement mais après transformation (distillation)dans une raffinerie.

ì Environ 8% du marché pétrolier mondial proviennent de liquides (éthane, propane,butane, pentane) qui accompagnent en général la production de gaz naturel. Ces hydrocarburesont des débouchés commerciaux, notamment dans la pétrochimie, qui, contrairement au pétroleconventionnel, ne nécessitent pas de raffinage.

ì La troisième composante du marché pétrolier, avec 7% des approvisionnements totaux,regroupe des ressources en hydrocarbures qualifiées de non conventionnelles car elles sont trèspeu, voire pas du tout, liquides à l’état naturel. L’extraction par différence de pression, commedans le cas du pétrole conventionnel, étant très limitée voire impossible, la production nécessitede liquéfier la ressource dans le sous-sol grâce à un apport de chaleur. Ces ressources recouvrentessentiellement les pétroles extra lourds et sables bitumineux et exigent un traitement enraffinage poussé afin d’être transformées en produits raffinés standards.

ì Représentant 2,5% du marché mondial, les pétroles (ou huiles) de schistes (ou plusexactement de roche mère) et de réservoirs compacts relèvent du pétrole conventionnel par lescaractéristiques physico-chimiques de la ressource extraite, qui est liquide à l’état naturel, maisdes hydrocarbures non conventionnels par les techniques de production. Les roches imprégnéesétant très peu perméables, seule la combinaison du forage horizontal (technique à présentcommune) et de la fracturation hydraulique permet la circulation dans la roche et l’extractiondes liquides (et également du gaz).

Quelles ressources au-delà du pétrole conventionnel ?

ì Les agro-carburants contribuent pour 2,2% au marché mondial en volume. L’éthanolest produit à partir de plusieurs ressources agricoles, sucrières (canne à sucre, betterave) et àteneur en amidon (maïs, blé, orge). Le biodiesel est dérivé des huiles végétales obtenuesprincipalement à partir de soja, colza, tournesol et palme.

ì Enfin, 0,3% du marché mondial résulte de la transformation du gaz naturel et ducharbon en produits pétroliers (essentiellement des carburants) par le biais de procédéschimiques.

… avec des contraintes et des risques spécifiques

ì Le pétrole conventionnel constitue toujours la principale composante du marchépétrolier. Sa dynamique, primordiale pour l’équilibre entre offre et demande mondiales, estfonction du potentiel de nouvelles découvertes et du taux de récupération des champs enexploitation. Il est clairement établi que les nouvelles découvertes de pétrole conventionnel sontinférieures depuis environ 20 ans à la production et que les grands bassins pétroliers à terre sontmatures, voire déclinants, l’essentiel du potentiel actuel et futur résidant dans les zones offshore.La technologie joue un rôle positif retardant le déclin des champs car des techniquessophistiquées permettent de compenser en partie la baisse de la pression dans la roche réservoirau fur et à mesure que le pétrole est extrait mais on ne peut jamais récupérer la totalité desressources en place : les développements de champs pétroliers permettent aujourd’hui derécupérer, selon les cas, de 30 à 50% des liquides présents dans le sous-sol. Contrairement à la


présentation erronée qui en est généralement faite, les réserves de pétrole conventionneldiminuent. Au cours des cinq dernières années, la croissance nette de la production a été limitéeà 0,4 million de barils par jour (sur un total de 69 Mb/j) alors que le marché pétrolier mondial aaugmenté de 2,8 millions de barils par jour. Les perspectives de croissance de la production sonttrès faibles, limitées à court terme aux seules capacités de production non utilisées (environ 2millions de barils par jour) au sein des principaux pays de l’OPEP. Le seuil des 70 millions debarils par jour constitue une limite qu’il sera difficile de dépasser durablement : le début dedéclin de la production de pétrole conventionnel apparaît très probable entre 2015 et 2020.

ì La contribution des liquides associés à la production de gaz naturel conventionnel aégalement été très faible depuis 2006 (0,1 million de barils par jour sur un total de 6,9 Mb/j). Lesperspectives de croissance sont toutefois assez importantes car liées à la dynamique dedécouvertes de ressources gazières qui reste positive dans le monde, comme en témoigne lesnouveaux champs découverts en Afrique Orientale et en Méditerranée. Mais les liquides de gazreprésentent un intérêt moindre dans l’équilibre du marché pétrolier car ils ne contribuent quetrès marginalement à satisfaire la demande de carburants.

ì Les pétroles extra lourds et sables bitumineux présentent à première vue le potentiel decroissance de la production le plus élevé en raison des volumes de ressources estimées,comparables à celles du pétrole conventionnel, et largement sous-exploités. Pourtant, et en dépitdu développement continu des projets au Canada, la contribution de l’ensemble de cesressources au marché mondial a été négative de 0,4 million de barils par jour (pour un total de 6Mb/j). L’élément structurant de l’exploitation des pétroles extra lourds ne réside pas dans lesvolumes très importants des ressources mais dans le faible taux de récupération (environ lamoitié de celui du pétrole conventionnel) et la lenteur de l’exploitation car les projets reposentsur des infrastructures lourdes qui demandent des temps de développement de cinq à 10 ans. Lepotentiel de croissance de la production est significatif mais sur un horizon de temps deplusieurs décennies, à condition toutefois que les conséquences environnementales de cettefilière soient réduites.

ì Alors qu’ils ne représentent que 2 millions de barils par jour, les pétroles extraits desschistes (roches mères) et réservoirs compacts (très peu perméables) ont apporté la plus fortecontribution à la croissance du marché mondial avec 1,5 million de barils par jour depuis 2006,exclusivement aux Etats-Unis. Cette performance, largement non prévue par les analystes,alimente des prévisions de croissance exponentielle qui doivent toutefois être confrontées àcertaines réalités. Au contraire des pétroles extra lourds produits à faible débit sur de longuespériodes, les pétroles de schistes ont des profils de production qui déclinent très rapidement,après quelques mois, voire quelques semaines. Il est ainsi nécessaire d’adopter une approcheextensive des capacités de production en multipliant le nombre de forages. Cette forte intensitéde forage, favorisée par un cadre juridique propre qui autorise la propriété privée du sous-sol,repose sur une offre et un dynamisme des services parapétroliers, caractéristiques des Etats-Unis et qui n’ont pas d’équivalent dans le monde. Il apparaît improbable que l’expérience despétroles de schistes se répète en dehors des Etats-Unis. Il faut par ailleurs noter que laconjonction de la multiplication des forages et de la difficulté de développer des infrastructuresde collecte et de transport de pétrole et de gaz se traduit aux Etats-Unis par une très forteaugmentation des volumes de gaz brûlés à la torche (donc des émissions de gaz à effet de serre),gaspillage énergétique et aberration environnementale que l’on pensait limités à la Russie et auxpays du Moyen Orient.

ì Avec plus de 1 million de barils par jour, les agro-carburants ont apporté la seconde



contribution à la croissance du marché pétrolier, portée essentiellement par l’éthanol (+0,85Mb/j) et en second lieu par le biodiesel (+0,2 Mb/j). Il apparaît toutefois que la production d’agro-carburants de première génération se heurte à la concurrence croissante entre les usagesalimentaires et énergétiques, comme la sécheresse en cours aux Etats-Unis le met en évidence etpourrait remettre en cause le fait que 40% du maïs produit y soit transformé en éthanol. Lepotentiel de croissance à l’échelle mondiale est désormais faible et le futur des agro-carburantsrepose sur la transformation de la biomasse non alimentaire. Mais le développement de la filièrede deuxième génération sera lent et limité pour deux raisons : d’une part, la collecte desressources en biomasse éparpillées est très coûteuse car contraignante sur le plan logistique,d’autre part, les capacités des usines de transformation sont très faibles, entre 3 000 et 5 000barils par jour, à comparer à la capacité standard d’une raffinerie de pétrole entre 100 000 et 200 000 barils par jour.

ì La liquéfaction du charbon (CTL, Coal-to-Liquids) est un procédé chimique ancien quifournit un quart de la consommation de produits pétroliers en Afrique du Sud, pays pionnierpour des raisons historiques. Cette filière nécessite toutefois un approvisionnement en charbonimportant et peu coûteux, conditions qui sont désormais rarement satisfaites car le charbonreste la première ressource pour la génération d’électricité en forte croissance hors OCDE. LaChine, qui dispose de vastes réserves de charbon, n’a ainsi toujours pas levé le moratoire enplace depuis 2008 sur les projets de CTL. Les émissions importantes de CO2, si elles ne sont pascaptées pour stockage, constituent également un frein important au développement de cettefilière. La conversion chimique du gaz naturel (GTL, Gas-to-Liquids) en produits pétroliers offreun nouveau marché à l’industrie gazière. Comme pour la liquéfaction du charbon, cette filière

n’est envisageable que dans le cas où des ressources abondantes et peu coûteuses (pour caused’éloignement géographique par exemple) sont disponibles. Mais, au contraire du CTL, le GTLest une technologie récente et sophistiquée dont le retour d’expérience à échelle industrielle esttrès faible, limité à moins de cinq usines dans le monde. Sauf rupture technologique quipermettrait de réduire les investissements considérables, le GTL restera fortement concurrencépar le GNL (gaz naturel liquéfié) qui est une technologie simple et ancienne et qui permet deplus en plus de valoriser des ressources de gaz éloignées des grands marchés, Asie, Europe maiségalement Amérique du Sud. La contribution des filières CTL et GTL a contribué pour moins de0,2 million de barils par jour à la croissance du marché pétrolier depuis 2006.

Le marché pétrolier structurellement tendu

ì Ce panorama rapide des différentes ressources, dont certaines méconnues, quicomposent le marché pétrolier met en évidence qu’aucune filière n’est en mesure à moyen terme(avant 2020) d’apporter une contribution équivalente à celle du pétrole conventionnel au coursdu 20ème siècle.

ì Le pétrole conventionnel présente un risque élevé de début de déclin de la productionavant 2020. La recomposition du marché pétrolier mondial par l’émergence de nouvelles filièreset ressources ne remet pas en cause le diagnostic d’un marché structurellement tendu.

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