L'Irak vise à achever la phase 1 du mégaprojet pétrolier CSSP d'ici 2028.

• À première vue, il n'y a pas de bonnes raisons pour que l'Irak ne puisse pas devenir l'un des trois principaux producteurs mondiaux, voire occuper la deuxième place devant la Russie, puis l'Arabie saoudite.
• Selon des sources locales irakiennes, la première phase du projet pétrolier retardé CSSP devrait être opérationnelle d'ici 2028.
• La corruption endémique en Irak a empêché le pays de mener à bien d'importants projets d'infrastructures.

Peut-être plus que tout autre facteur unique, le Projet d'Approvisionnement en Eau de Mer Commun (CSSP) est crucial pour permettre à l'Irak d'augmenter considérablement sa production de pétrole brut. Il a été retardé pendant plus d'une décennie, alors qu'ExxonMobil et la China National Petroleum Corporation (CNPC) se disputaient le contrôle du projet. Finalement, la société américaine s'est retirée et le progrès de la société chinoise a stagné, laissant ainsi la voie libre pour que le projet fasse partie de l'accord du projet intégré de croissance gazière de 27 milliards de dollars Gas Growth Integrated Project  (GGIP) en cours de réalisation par TotalEnergies de France. Selon des sources d'actualités irakiennes locales proches du projet, la première phase du CSSP devrait être opérationnelle en 2028. Cependant, compte tenu de l'historique de tels projets en Irak, beaucoup restent sceptiques quant à sa progression comme prévu.

En apparence, il n'y a aucune raison valable pour que l'Irak ne puisse pas devenir l'un des trois premiers producteurs mondiaux, voire prendre la deuxième place devant la Russie et l'Arabie saoudite, mais derrière les États-Unis. Officiellement, selon l'administration américaine de l'information sur l'énergie, l'Irak détient des réserves prouvées de pétrole brut estimées de manière très conservatrice à 145 milliards de barils (près de 18 % du total du Moyen-Orient, et la cinquième plus grande au monde). D'une manière non officielle, il est extrêmement probable qu'il détienne beaucoup plus de pétrole que cela, comme analysé en détail dans mon nouveau livre sur le nouvel ordre mondial du marché pétrolier. En octobre 2010, le ministère du Pétrole de l'Irak a augmenté sa propre estimation officielle des réserves prouvées du pays, mais a en même temps déclaré que les ressources non découvertes de l'Irak s'élevaient à environ 215 milliards de barils. Il s'agissait également d'une estimation faite dans une étude détaillée de 1997 par la respectée société indépendante de pétrole et de gaz, Petrolog. Même cette estimation, cependant, n'incluait pas les parties du nord de l'Irak dans la région semi-autonome du Kurdistan. Comme l'a souligné séparément l'Agence internationale de l'énergie (IEA), la plupart de ces ressources avaient été exploitées lors d'une période antérieure à celle des années 1970, lorsque les limites techniques et les bas prix du pétrole donnaient une définition plus étroite de ce qui constituait un puits commercialement réussi que ce qui serait le cas aujourd'hui. Dans l'ensemble, l'IEA a souligné que le niveau de ressources ultimement récupérables dans l'ensemble de l'Irak (y compris la région du Kurdistan) s'élève à environ 246 milliards de barils (pétrole brut et liquides de gaz naturel).

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Compte tenu de la véritable ampleur des réserves de pétrole de l'Irak - et du fait que le coût moyen de production par baril de pétrole dans le pays est de 1 à 2 dollars US (le plus bas au monde, avec l'Iran et l'Arabie saoudite) - quelle production pétrolière pourrait-on raisonnablement attendre? En 2013, la Stratégie nationale intégrée de l'énergie (INES) a été produite, et elle a analysé en détail trois profils réalistes de production future de pétrole pour l'Irak et ce que chacun impliquerait. Comme également détaillé dans mon nouveau livre, le meilleur scénario de l'INES était d'augmenter la capacité de production de pétrole brut à 13 millions de barils par jour (à ce moment-là, d'ici 2017), atteignant un pic à environ ce niveau jusqu'en 2023, puis diminuer progressivement à environ 10 millions de barils par jour pour une période soutenue par la suite. Le scénario de production intermédiaire prévoyait que l'Irak atteigne 9 millions de barils par jour (à ce moment-là, d'ici 2020), et le pire scénario de l'INES était que la production atteigne 6 millions de barils par jour (à ce moment-là, d'ici 2020). Ces chiffres se comparent à la production actuelle de l'Irak d'environ 3,9 millions de barils par jour, bien que cela reflète des réductions volontaires conformes aux objectifs de l'OPEP+. La production moyenne de pétrole brut en 2023 était de 4,6 millions de barils par jour, presque identique à celle de 2022.

Selon les sources locales, la première phase du CSSP consistera à prélever cinq millions de barils par jour d'eau de mer dans le golfe Persique, qui sera ensuite transportée par des pipelines jusqu'aux installations de production pétrolière dans les provinces de Bassorah, Missan et DhiQar dans le but de maintenir la pression dans leurs principaux gisements pétroliers afin d'optimiser la durée de vie et le rendement de leurs champs. Le plan initial prévoyait que le CSSP débute avec 6 millions de barils par jour et augmente la capacité à partir de là. Les champs historiques de Kirkuk et Rumaila - le premier ayant commencé la production dans les années 1920 et le second dans les années 1950, les deux ayant produit environ 80 % de la production de pétrole cumulée de l'Irak - nécessitent une injection d'eau majeure continue. Selon des experts de l'industrie, la pression du réservoir à Kirkuk a chuté significativement après une production d'environ 5 % du pétrole en place (OIP). Rumaila, quant à lui, a produit plus de 25 % de son OIP avant que l'injection d'eau ne soit nécessaire (étant donné que sa formation principale est connectée à une grande source d'eau souterraine). Bien que les besoins en eau de la plupart des champs pétrolifères de l'Irak se situent entre ces deux cas, les besoins en injection d'eau sont les plus élevés dans le sud de l'Irak, où les ressources en eau sont également les moins disponibles. Pour atteindre et maintenir les niveaux supérieurs des profils de production pétrolière de l'INES, l'Irak aura besoin d'un total d'injection d'eau équivalant à environ 2 % des débits moyens combinés du Tigre et de l'Euphrate ou 6 % de leur débit combiné pendant la basse saison, selon l'IEA. Ces quantités peuvent ne pas sembler trop contraignantes, mais elles devront être extraites de l'approvisionnement commun qui doit également continuer à satisfaire les besoins d'autres gros utilisateurs.

Néanmoins, ExxonMobil avait le savoir-faire, la technologie et l'argent pour mener à bien tous les éléments du CSSP, mais s'est heurtée au problème familier de la corruption dans le secteur pétrolier de l'Irak. Il semble clair, compte tenu des retards répétés à la ratification finale de l'accord en quatre volets de TotalEnergies, notamment du CSSP, que l'Irak a tenté des tactiques similaires sur la société française. À un moment donné, Bagdad était même en train de tenter de rétablir la toxique Iraqi National Oil Company (INOC), une organisation largement considérée dans l'industrie pétrolière comme l'une des organisations les plus corrompues jamais créées. Cependant, il est vite devenu évident que l'on ne devient pas une figure de premier plan dans la principale entreprise pétrolière et gazière française en étant aussi stupide que semble l'exiger le minimum requis pour occuper certains postes au ministère du Pétrole de l'Irak, TotalEnergies refusant de s'associer à l'INOC en raison du manque de clarté sur le statut légal de l'entreprise. En termes simples, le géant français du pétrole et du gaz ne faisait pas confiance à l'INOC autant qu'il pouvait la lancer. Il y a eu d'autres manigances ultérieures de l'Irak visant à accroître les possibilités d'enrichissement personnel de certains responsables gouvernementaux clés impliqués - la principale étant une augmentation de la participation du gouvernement dans les projets à divers degrés - mais toutes ont été repoussées par la société française. Pour l'instant, le gouvernement irakien (via la Basrah Oil Company) détient une participation de 30 % dans le mégaprojet. TotalEnergies en détient 45 % et QatarEnergy détient les 25 % restants.

Le CSSP progressera-t-il maintenant comme prévu? Pour les observateurs expérimentés de l'Irak, l'extrême pessimisme a généralement été le bon pronostic pour de tels projets. Même un haut responsable de la Basra Oil Company publiquement cité par une source d'actualités locale a déclaré : «Si nous commençons réellement les travaux sur le terrain, avec un plan accéléré en 2024, je m'attends à ce que les champs commencent à recevoir de l'eau du projet d'eau de mer en 2027.» C'est en effet un grand « si ». Une comparaison sur les progrès a été donnée par l'IEA en 2012 lorsque le projet CSSP était déjà en discussion depuis un certain temps. Plus précisément, l'expansion de l'usine d'eau de mer de Qurayyah de Saudi Aramco – qui impliquait l'extension de 2 millions de barils par jour d'une installation existante – a pris près de quatre ans depuis l'attribution du contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de conception (en mai 2005) jusqu'au moment où l'eau a commencé à couler début 2009. Depuis la proposition officielle du projet CSSP initialement présentée par la South Oil Company de l'Irak en 2011, 13 ans se sont écoulés jusqu'à présent, et rien de significatif n'a encore été réalisé.

Par Simon Watkins pour Oilprice.com

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