1. Quelques utiles précisions préalables

1.1. Unités de référence

- Tonne-équivalent-pétrole (TEP) : il s’agit d’une unité servant, en science économique, à comparer les sources d’énergie au pétrole brut, pris comme référence (1 TEP = 1000 m3 de gaz naturel) ;
- Million de tonnes (Mt), giga-tonne (Gt) : 1 Gt = 1 milliard de tonnes ;
- Giga m3 (Gm3) : 1 Gm3 = 1 milliard de m3 ;
- Baril(b) : 1 baril = 159 litres ;
- Giga-baril (Gb) : 1 Gb = 1 milliard de barils ;
- Un litre de pétrole brut pèse entre 0,8 et 0,95 kg (la densité varie d’un gisement à l’autre, en fonction de sa composition), en conséquence, il faut, pour convertir rapidement des barils en tonnes, multiplier approximativement par 0,14 (et par 7 pour effectuer l’opération inverse) ;
- Tonne par an (T/an) : unité utilisée pour quantifier une production annuelle ;
- Baril par jour (b/j) : 1 b/j = 50 T/an

1.2. Réserves prouvées/gisements ou réserves probables

Les réserves sont dites " prouvées " lorsqu’elles sont, à une date donnée, exploitables géologiquement et techniquement dans des conditions économiques normales.

Autant dire que les chiffres parus dans les différentes publications traitant de ce sujet sont difficiles à corréler, compte tenu de l’ampleur des fluctuations (dans le temps) du prix du baril de pétrole brut, pouvant aller du simple au double.

1.3. Aspects contradictoires des données

Il existe de nombreuses sources d’information. Les trois principales, utilisées pour l’analyse sont :
- Le DOE : Department of Energy (des États-Unis) ;
- Le USGS : US Geological Survey ;
- L’AIE : Agence Internationale de l’Énergie .

Il est logique de s’interroger sur les divergences des chiffres cités dans la presse. Trois raisons principales peuvent justifier facilement ces écarts :
- Tout d’abord, il existe souvent une absence de distinction entre les réserves " prouvées " et les réserves " probables " dans de nombreux articles ;
- ensuite, l’incertitude liée au périmètre pris en compte sous l’intitulé " région Caspienne " sème la confusion car le qualificatif " Caspienne " est considéré comme recouvrant tantôt la mer seule et tantôt comme incluant l’ensemble de la zone (avec ou sans la Russie et l’Iran, de surcroît...) ;
- enfin, les chiffres sont souvent annoncés en fonction de fins politiques ou économiques.

Les données officielles des divers pays sont compilées par la " BP Strategical review ".

2. Gisements considérés

La Mer Caspienne s’étend sur 1 300 km du nord au sud et 300 km d’est en ouest. Sa superficie actuelle est environ de 450 000 km2, et sa profondeur maximale est rarement supérieure à 700 mètres. Cependant, il existe quelques fosses qui avoisinent 1 000 mètres.

Les bassins sédimentaires de la région Caspienne sont d’importance inégale. Les régions offshore les plus prometteuses se situent au large de l’Azerbaïdjan et du Kazakhstan, alors que les zones onshore se situeraient plutôt au Kazakhstan (gisement de Tengiz en particulier), dans le bassin gazier de l’Amou-Darya (au Turkménistan et en Ouzbékistan) et très au sud dans la région de Sarakhs, proche la frontière iranienne (Annexe 2).

S’agissant du pétrole, les réserves prouvées mondiales sont actuellement de l’ordre de 1 000 milliards de barils. Les réserves en huile prouvées de la région Caspienne sont de l’ordre de 16 Gb selon la " BP Strategical review 1997 ", (soit 2% des réserves mondiales). Les réserves possibles de cette région, seraient de 160 Gb. A titre indicatif, la production cumulée à ce jour du Turkménistan, de l’Azerbaïdjan, du Kazakhstan et de l’Ouzbékistan est d’environ 17 Gb (l’Azerbaïdjan ayant produit à lui seul aux alentours de 9 Gb de pétrole depuis l’origine).

Les gisements de gaz de la région de la Caspienne, 5 600 Gm3 soit 4% des 140 000 Gm3 de réserves mondiales prouvées, se trouvent non seulement dans et autour de la mer, mais aussi dans les contrées parmi les plus éloignées du Turkménistan (3 000 Gm3 à lui seul) et du Kasakhstan. La rive iranienne ne semble pas receler de potentialités notables. Pour les quatre pays pétroliers précédemment cités la production de gaz, cumulée à ce jour, est de 3 000 Gm3.

2.1. Gisements Offshore

- Gisements prouvés

La majeure partie des réserves offshore prouvées d’huile de la Caspienne se trouve dans la partie sud, près de la côte (région de Bakou), dans les gisements du seuil d’Apchéron (zone située dans l’axe du Caucase), ainsi qu’au large de l’Azerbaïdjan : champs d’Azéri, de Chirag et de Güneslhi (partie en eau profonde du gisement). Ces champs ne forment en fait qu’une seule structure et sont développés par le consortium national AIOC. Les réserves récupérables seraient de l’ordre de 650 Mt. A ces trois structures, s’ajoute le champ principal de Kyapaz/Serdar appartenant à l’Azerbaïdjan et au Turkménistan. Ses réserves sont de quelques millions de tonnes.

- Gisements probables

Il faut s’attendre à découvrir beaucoup de réserves, même en supposant un taux de découverte moyen. En effet, 7% seulement de la surface maritime sont actuellement prospectés et la profondeur de la Caspienne n’est plus un obstacle technique à l’exploitation des champs qui y seront découverts.

Si, à ce jour, la zone nord de la Caspienne ne recèle que peu de réserves prouvées, l’exploration marine de cette partie de son bassin doit être entreprise très prochainement. En effet, les caractéristiques géologiques très favorables de certaines zones permettent d’espérer y découvrir de nouvelles réserves d’huile et de gaz dont le volume pourrait s’élever à plusieurs milliards de tonnes-équivalent-pétrole (Tep), voire plus de 10 milliards de Tep selon des sources optimistes. Les estimations varient entre 3 et 13 milliards de tonnes de pétrole et autour de 6 000 milliards de m3 pour le gaz. L’objectif principal consiste à analyser une structure de grande taille (Khashagan) dont les réserves pourraient être dix fois plus grandes que celles du gisement voisin onshore de Tengiz.

Par ailleurs, il n’est pas impossible que soient découverts plusieurs centaines de millions de Tep de réserve dans les prospects (structures localisées par les travaux de géophysique mais non forées) de toute la zone de traverse, qui relie par une faille géologique l’Azerbaïdjan et le Turkménistan.

2.2. Gisements Onshore

- Gisements prouvés

Le bassin nord-Caspien est en plein essor. Ses réserves sont constituées par les champs géants de Tengiz (deux fois plus importants que les trois principaux gisements offshore de l’Azerbaïdjan) et d’Uzen, au Kazakhstan. Leur potentiel de production est estimé entre 35 et 40 Mt/an. Les réserves récupérables sont au moins de l’ordre du milliard de tonnes de pétrole et de 450 milliards de m3 de gaz. Toujours au Kazakhstan, le bassin du nord Ustyurt-Mangyshlak (à l’est de la Caspienne et au sud-ouest du lac Balkhash) est très exploité mais est actuellement en déclin.

Il existe d’autres champs de gaz et de condensats à Astrakan en Russie (très importants) et à Karachaganak au nord du Kazakhstan. Leur capacité globale est estimée à 2,4 milliards de barils, mais la production est limitée par un manque de débouchés.

Le bassin de l’Amou-Darya est essentiellement gazier. Il renferme la majeure partie des réserves de l’Ouzbékistan et du Turkménistan. 1 900 Gm3 sont en Ouzbékistan et 3 000 Gm3, dont la moitié dans le champ géant de Danletabad-Domnez, sont au Turkménistan.

- Gisements probables

La partie terrestre du bassin nord-Caspien est la principale zone d’activité des compagnies étrangères dans la région.

Le bassin de l’Amou-Darya recèle encore certainement un potentiel dans les niveaux plus profonds que ceux qui ont été exploités jusqu’ici (cependant le traitement du gaz coûtera plus cher car il sera plus chargé en soufre).

En matière d’hydrocarbures, l’Ouzbékistan pourrait détenir 4 Gt de pétrole supplémentaires et 2 500 autres Gm3 de gaz auxquels s’ajouteraient 430 Mt de condensats (mélanges gazeux se liquéfiant lorsqu’ils arrivent à la surface).

3. Relativité des estimations

3.1. Difficulté du chiffrage des réserves annoncées

On a beaucoup parlé des " 200 milliards de barils de réserve de la Caspienne " (Annexe 4). Ce chiffre, souvent cité dans la presse depuis plusieurs années, a pour origine le DOE des États-Unis. En fait, ces 200 milliards de barils sont un " arrondi " de la partie haute de la fourchette couramment retenue (180 à 190 milliards de barils). Ils concernent les réserves découvertes et à découvrir (offshore et onshore) dans les 5 pays riverains de la Caspienne (Annexe 3) et en Ouzbékistan. Le chiffrage global est estimé à 162 milliards de barils (c’est-à-dire 22 Gt) si l’on ne prend en compte que les réserves à découvrir.

D’autres estimations font état de seulement 50 à 100 milliards de barils de réserve d’huile (soit 7 à 14 Gt).

L’estimation des réserves de gaz est également très variable selon la date retenue. Ainsi, elle est donnée pour 10 000 Gm3, selon le DOE en 1997, alors qu’elle est chiffrée à 6 500 Gm3 par l’USGS en 1993.

3.2. Comparaison avec les autres gisements dans le monde

Le Moyen-Orient conserve une place fondamentale sur la scène pétrolière mondiale, avec seulement 30% de la production mais les deux tiers des réserves. A titre de comparaison, l’Irak, l’Iran et les Émirats détiennent chacun environ 10% des ressources mondiales, alors que l’Arabie Saoudite en possède 25% à elle seule.

Les réserves énergétiques prouvées (1/4 d’huile et de gaz) de la zone de la Caspienne sont toutefois considérables. Ainsi, selon la plupart des experts, les pays riverains de la Mer Caspienne constitueront sans doute, dans les années à venir, une grande région exportatrice mondiale d’hydrocarbures. Mais, la Caspienne n’est peut-être pas le nouveau centre pétrolier du monde. Il est plus raisonnable de penser qu’elle n’est que l’un des nouveaux centres, même si elle est certainement l’un des plus importants par rapport aux nouveaux gisements (Angola, Mer de Chine...). Cependant, compte tenu du fort potentiel de découvertes, l’Asie centrale peut devenir une région pétrolière majeure dans les années à venir, si les conditions économiques et géopolitiques sont réunies car il convient de noter que la Mer Caspienne est encore inexplorée pour des profondeurs au-delà de 100 mètres. En effet, une centaine de structures nouvelles ont déjà été identifiées, mais 10 % seulement sont forées. L’état des recherches correspond tout juste à celui du Golfe du Mexique dans les années 1950 ou de la Mer du Nord des années 1960.

Actuellement, la somme des réserves prouvées d’huile et de la production cumulée des pays de la Caspienne représente environ les trois quarts du chiffre équivalent pour la Mer du Nord. Elles sont donc une source incontestable de devises et un outil de développement. A eux seuls, les Kazakhs espèrent disposer au minimum de réserves en mer de l’ordre de 15 Gb de pétrole et d’environ 2000 Gm3 de gaz. Il est encore trop tôt pour savoir si ces données sont réalistes.

En fait, avec 2,3 milliards de tonnes, le volume des réserves prouvées des pays de la Caspienne représente à peine 10% des réserves prouvées de l’Iran. A titre de comparaison, les réserves prouvées actuelles de l’Irak sont de 15,7 Mt, celles du Mexique de 5,7 Mt et celles du Venezuela s’élèvent à 10,8 Mt. Si l’estimation des réserves pétrolières de la Mer Caspienne à découvrir fluctue entre 7 et 14 milliards de tonnes, donc environ deux fois plus importantes que celles de la Mer du Nord, elles resteront cependant bien inférieures à celles du Moyen-Orient. En conséquence, aucune analyse sérieuse ne permet d’évoquer un second Moyen-Orient. De surcroît, il faudrait encore attendre les résultats d’autres forages d’exploration marins (Annexe 5) car les conclusions de ceux effectués depuis 1997 sont décevantes.

Par contre, les seules réserves prouvées de gaz de la région de la Mer Caspienne, essentiellement localisées à terre, sont de l’ordre de 10 500 Gm3. Elles sont donc déjà nettement supérieures à la Mer du Nord (6 100 Gm3).

3.3. Médiocrité de la production régionale

Malgré l’importance de leur potentiel pétrolier, les pays du Caucase et de l’Asie centrale souffrent d’un manque d’infrastructures qui freine les progrès économiques et les rend très vulnérables sur le plan international. A l’heure actuelle, les meilleures estimations de production annuelle (an 2000) pour l’ensemble de la région ne dépassent pas 80 Mt d’huile et 110 milliards de m3 de gaz. En l’an 2010, elles seraient au mieux de l’ordre de 200 Mt et de 200 Gm3. A titre de comparaison, en 1997, la production de l’Iran était de 184 Mt, celle de la Norvège de 157 Mt et celle de l’ensemble des pays riverains de la Mer du Nord était de 203 Gm3 de gaz. Cependant, le ratio actuel " réserves/production " est très bon (31 ans pour le Kazakhstan et plus de 16 ans pour l’Azerbaïdjan).

- Kazakhstan

D’une superficie de 2,7 millions de km2 et comprenant 16,5 millions d’habitants, il a récemment abandonné son ancienne capitale Almaty pour la nouvelle capitale d’Akmola. Selon les experts industriels, le Kazakhstan disposerait des ressources en gaz et en pétrole les plus importantes des pays de l’ex-URSS (60 milliards de barils). Ses réserves maritimes sont parfois estimées à environ 25 Gb (l’équivalent du Nigeria) et renfermeraient donc peut être plus de pétrole que le champ géant de Tengiz.

Actuellement, la production du Kazakhstan est entièrement terrestre. Sa production d’hydrocarbures a été en diminution constante de 1991 (26,6 Mt) à 1994. Elle s’est stabilisée en 1995 (20,6 Mt), puis a connu une légère remontée en 1996, due surtout au doublement de la production du champ de Tengiz (estimée à 150 000 barils par jour). Les espoirs totaux d’extraction du Kazakhstan étaient chiffrés à hauteur de 500 000 b/j (soit 30 Mt/an) pour 1998. Selon les autorités de ce pays, la production pourrait atteindre 40 à 50 Mt en l’an 2000, voire 80 Mt en 2005.

Les principales causes de la diminution initiale de cette production onshore, depuis l’indépendance jusqu’à 1994, résident dans l’épuisement des anciens champs, l’usure des installations, les coûts de production élevés pour cette région et la désorganisation qui a suivi la disparition de l’URSS. Elles résultent aussi du bas niveau des prix du pétrole sur le marché intérieur et de la hausse des prix des équipements et des matériaux.

La production annuelle de gaz, pour des raisons identiques à celles évoquées pour le pétrole, a beaucoup baissé. Ainsi, la production de gaz était réduite à 4,8 Gm3 en 1995, alors qu’elle était de 7,9 Gm3 en 1991. En 1998, elle était remontée à 6 Gm3. Les réserves connues et récupérables sont considérables (2 000 Gm3).

- Ouzbékistan

Peuplé de 23 millions d’habitants, le territoire de l’Ouzbékistan (450 000 km2 ) a été essentiellement voué par l’URSS à la culture du coton, grâce à une irrigation forcée devenue catastrophique pour l’avenir de la Mer d’Aral ainsi privée d’une partie de son approvisionnement en eau

Depuis la proclamation de l’indépendance, il cherche à maintenir voire à développer sa production énergétique pour affirmer son indépendance vis à vis de la Russie. Il possède 230 gisements de pétrole et de gaz naturel. Il est devenu exportateur net de pétrole brut en 1995 (surtout grâce à l’exploitation du gisement de Kokdoumalak situé dans la région de Boukhara). Par ailleurs, avec 45 Gm3, il produit désormais plus de gaz naturel que le Turkménistan dont la production a baissé. Malgré tout, sa capacité de production de gaz n’est pas totalement atteinte en raison des problèmes liés aux difficultés d’exportation.

- Turkménistan

De surface équivalente à l’Ouzbékistan, cet État est cinq fois moins peuplé. Il est presque exclusivement désertique ou semi-désertique (Kara-Kum).

Le pays possède la deuxième réserve gazière de la CEI. Il est le quatrième au monde après la Russie, l’Iran et le Qatar. Cependant, la production annuelle a beaucoup chuté. Elle est passée de plus de 80 milliards de m3 en 1990 à seulement 17 Gm3 en 1998. Cette baisse s’explique largement par l’interruption des livraisons de gaz à l’Ukraine depuis 1997, eu égard à 1 million de dollars d’impayés (depuis, un accord à été conclu en décembre 1998 et les livraisons ont repris). Malgré tout, il reste un bon exportateur. Ses réserves actuelles sont évaluées à 3 000 Gm3 dont la moitié sont prouvées. Il pourrait donc devenir le Qatar de l’Asie centrale, s’il arrive lui aussi, à surmonter les difficultés d’exportation de son gaz, enjeu majeur de son désenclavement.

La production d’huile (environ 5 Mt/an) a aujourd’hui retrouvé le niveau qu’elle avait en 1991 après une baisse de 30%. Les réserves prouvées de ce pays ne sont que de 1 000 à 1 500 millions de barils (selon les sources), alors que les réserves possibles pourraient être 20 à 30 fois plus importantes (soit jusqu’à près de 46 Gb).

- Azerbaïdjan

Alors qu’il avait atteint un pic de production de 500 000 b/j en 1940, à une période où il fournissait 70% de la production soviétique, ce pays disposerait en fait, avec des réserves possibles de 3,7 Gt, d’un potentiel plus important que ne l’avaient prévu les soviétiques. Ceux-ci l’avaient progressivement négligé au profit de la Sibérie, à tel point qu’il n’entrait plus qu’à hauteur de 1,5% du volume global des extractions de l’URSS en 1988.

Après son indépendance, il a vu encore chuter sa production de 36% dans un premier temps. Depuis 1994, avec l’achèvement de l’oléoduc Bakou/Soupsa reliant la Mer Caspienne et la Mer Noire à travers le Caucase, celle-ci remonte. Ainsi, les gisements d’Apchéron ont fourni 12 Mt (85 Mb) en 1998 et les prévisions sont fixées à 35 Mt (255 Mb) pour 2005.

L’étude de la problématique énergétique de la région montre que l’appréciation de ses réserves fait l’objet d’estimations souvent contestables. Les chiffres avancés sont en effet autant utilisés à des fins politiques qu’économiques. L’engouement des géants pétroliers américains semble davantage répondre à des considérations géopolitiques qu’à un souci de rentabilité immédiate. Il s’agit essentiellement pour eux de s’implanter et de réserver des droits d’exploitation dans une perspective de long terme.

Les rivalités autour du pétrole de la mer Caspienne : une menace pour la sécurité européenne ?
Rapport de l’Institut des hautes études de la défense nationale (IHEDN, France)
- 1. État des ressources
- 2. Développement de l’exploitation et évacuation
- 3. Contexte géopolitique
- 4. Enjeux et risques