La Suède accuse l'Iran d'utiliser des gangs pour cibler les Israéliens et les dissidents iraniens.

Politique, Géopolitique & Conflits

La situation stratégique de l'Azerbaïdjan et sa richesse en hydrocarbures le propulsent à devenir un acteur majeur dans l'énergie et la géopolitique au-delà du Caucase du Sud. En s'appuyant sur des partenariats avec la Turquie et en développant des pipelines comme le Corridor gazier Sud, l'Azerbaïdjan vise à remodeler les marchés gaziers eurasiens. La résolution du conflit du Haut-Karabakh a ouvert de nouvelles opportunités pour la connectivité régionale et le développement économique. Cependant, les incertitudes concernant l'avenir de l'Arménie et la démarcation des frontières posent des défis à la stabilité dans la région. Les scénarios futurs vont d'une résolution pacifique à des tensions accrues avec des implications pour l'engagement occidental et la dynamique régionale.

La cause de l'accident d'hélicoptère ayant tué le Président iranien Ebrahim Raisi reste entourée de mystère alors que commence le long processus de succession pour le Leader Suprême de l'Iran. Cela laisse également la présidence vacante jusqu'aux élections du 28 juin. Pour l'instant, la cause de l'accident est encore sous enquête ; cependant, divers transcrits d'appels passés par un survivant présumé retrouvé mort plus tard soulèvent des questions supplémentaires.

La Suède a accusé l'Iran d'utiliser des gangs locaux pour viser des personnalités israéliennes et des dissidents iraniens. Le Royaume-Uni et les Pays-Bas ont formulé les mêmes allégations. Plus précisément, la Suède a déclaré (sur la base du renseignement du Mossad) que la plus grande bande criminelle de Scandinavie et son rival travaillaient désormais pour l'Iran.

Découvertes & Développement

La société japonaise Inpex a fourni du pétrole brut de sa part dans le champ pétrolier de Kashagan au Kazakhstan à une raffinerie allemande via le pipeline russe Druzhba pour la première fois en avril. Cet envoi d'essai témoigne des efforts du Kazakhstan pour diversifier ses exportations de pétrole via le pipeline Druzhba, car le Kazakhstan n'a pas un accès direct aux voies maritimes internationales. Alors que les exportations précédentes vers l'Allemagne via le Druzhba étaient principalement facilitées par Karachaganak Petroleum Operating, l'envoi d'essai réussi d'Inpex ouvre la voie à une augmentation potentielle des approvisionnements en provenance de Kashagan. Cependant, les détails des futurs envois dépendent des accords entre les parties prenantes. Malgré les demandes de renseignements, Inpex et l'opérateur de Kashagan, NCOC, sont restés muets sur le sujet, soulignant la confidentialité des négociations en cours.

Chariot Ltd. a annoncé son intention de réaliser un test de débit sur le puits OBA-1 dans le prospect Loukos situé dans la licence onshore Loukos au Maroc. Le puits, foré à une profondeur de 901 mètres, a révélé des réservoirs s'étendant sur environ 200 mètres, avec un intervalle significatif de 70 mètres montrant des signes prometteurs de réserves de gaz potentielles. Une analyse post-forage précédera le test de débit pour évaluer la productivité du puits et le potentiel en ressources gazières. La découverte vise une estimation de 12 milliards de pieds cubes de ressources récupérables, avec d'autres perspectives potentielles pouvant s'ajouter pour un total combiné de 20 milliards de pieds cubes. Chariot, détenant un intérêt de 75 %, opère la licence en partenariat avec l'Office National des Hydrocarbures et des Mines (ONHYM), qui détient les 25 % restants.

Aker BP et Vår Energi ont essuyé une déception alors que deux puits d'exploration, respectivement forés en mer du Nord et en mer de Barents, se sont avérés secs. Le puits sec d'Aker BP, 24/6-5 Alvheim Deep, dans la licence de production 203 de la mer du Nord, visait à prouver la présence de pétrole dans les roches réservoir du Jurassique supérieur mais n'a rencontré aucun réservoir. Pendant ce temps, le puits sec de Vår Energi, 7219/6-1 Venus, dans la licence de production 1025 S de la mer de Barents, ciblait des roches réservoir du Paléocène inférieur mais n'a montré aucune indication d'hydrocarbures. Malgré ces revers, l'activité de forage se poursuit dans les deux régions, reflétant les efforts continus d'exploration dans le secteur pétrolier et gazier offshore norvégien.

ARA Petroleum a obtenu de la part du Ministère de l'Énergie en Tanzanie une licence de développement de 25 ans pour la zone de découverte de gaz naturel de Ntorya, marquant la plus grande entreprise de développement de gaz naturel onshore en Tanzanie. Opéré par ARA Petroleum Tanzania Limited (APT), une filiale d'ARA Petroleum, le projet vise à répondre à la demande intérieure croissante de gaz. APT prévoit de commencer les travaux immédiatement, y compris la conversion de puits, la construction d'installations et les activités de forage, avec un objectif de production initial de 40 MMpc/j et une augmentation ultérieure à 140 MMpc/j. Soutenu par un Accord de Vente de Gaz avec la Tanzanian Petroleum Development Corporation (TPDC), le projet devrait augmenter considérablement la production de gaz naturel en Tanzanie. Avec une estimation de Ressources Contingentes de 3,45 Tpi^3 de Gaz en Place initialement (GIIP) et un potentiel GIIP non risqué plus large de 16,4 Tpi^3, le projet offre des perspectives substantielles pour la poursuite de l'exploration et du développement, positionnant la Tanzanie comme un potentiel hub énergétique régional.

BP et le producteur américain de schiste EOG Resources sont en discussion pour collaborer sur le développement d'un champ de gaz naturel au large des côtes de Trinité-et-Tobago, le champ étant estimé contenir juste sous 1 Tpi^3 de gaz naturel. Ce partenariat vise à raccorder le champ à une autre découverte de BP, augmentant potentiellement les réserves de gaz à environ 1,5 Tpi^3. La production devrait débuter fin 2026, le gaz étant dirigé vers le projet Atlantic LNG de Trinité, une composante cruciale de l'industrie d'exportation de gaz du pays. La coentreprise proposée souligne les efforts stratégiques de BP pour faire face au déclin de la production de gaz naturel et soutenir son portefeuille de GNL, EOG devant probablement opérer le projet du champ de Coconut, reflétant leur collaboration existante sur le projet Mento.

Accords, Fusions & Acquisitions

Double Eagle, un acteur majeur du secteur pétrolier et gazier, envisage apparemment de vendre son dernier producteur basé dans le bassin Permien dans le cadre d'une transaction évaluée à plus de 6,5 milliards de dollars, dette incluse. La vente potentielle, prévue pour être lancée au second semestre de l'année, pourrait susciter l'intérêt des producteurs cotés en bourse opérant dans la même région. Si elle aboutit, cette transaction marquerait l'une des plus importantes impliquant un producteur d'énergie privé aux États-Unis ces derniers temps, suivant une tendance de consolidation majeure au sein de l'industrie. Cette décision reflète une tendance plus large d'activité de fusion et acquisition dans le secteur du schiste aux États-Unis, entraînée par le désir des entreprises d'exploration et de production d'augmenter leur envergure et d'accéder à des emplacements de forage premium au milieu d'une vague de consolidation dans le secteur.

Aethon Energy a annoncé l'acquisition des actifs en amont de Tellurian pour 260 millions de dollars, aux côtés d'un accord donnant potentiellement accès à deux millions de tonnes par an de gaz naturel liquéfié provenant de l'usine de GNL Driftwood de Tellurian. Cette décision a entraîné une hausse de 13,2% des échanges avant l'ouverture pour le développeur américain de GNL. Des rapports antérieurs indiquaient la réduction des activités de production de gaz en amont de Tellurian en cours de vente. Confrontée à des défis, y compris des changements de direction et des retards de projet, Tellurian vise à maintenir son projet d'exportation de Driftwood, cherchant à exploiter les ventes d'actifs pour renforcer sa stabilité financière et faire avancer ses ambitions en matière de GNL.

ConocoPhillips a annoncé l'acquisition de Marathon Oil dans le cadre d'une transaction entièrement en actions évaluée à 22,5 milliards de dollars, dette nette incluse, marquant la dernière fusion dans l'industrie du schiste aux États-Unis. Les actionnaires de Marathon Oil recevront 0,2550 actions ordinaires de ConocoPhillips pour chaque action ordinaire de Marathon Oil, offrant des primes par rapport aux récents prix des actions. ConocoPhillips considère l'acquisition comme renforçant son portefeuille, avec un potentiel de synergies significatif et des avantages immédiats pour les bénéfices, les flux de trésorerie et les distributions par action. La transaction, soumise à l'approbation des autorités de régulation et à des conditions de clôture habituelles, devrait se conclure au quatrième trimestre de 2024, renforçant davantage la tendance de consolidation dans le secteur amont aux États-Unis, qui a vu des dépenses record en fusions et acquisitions ces dernières années.

Les actionnaires de la Hess Corporation ont donné leur feu vert à la fusion de 53 milliards de dollars de l'entreprise avec Chevron, une opération visant à renforcer la présence de Chevron dans les champs pétroliers offshore du Guyana. Alors que des obstacles réglementaires et des litiges juridiques ont compliqué le calendrier de l'accord, les analystes du secteur anticipent son achèvement sous réserve de la résolution de l'arbitrage avec Exxon. Cependant, le processus pourrait s'étendre jusqu'en 2025, remodelant le paysage concurrentiel dans le secteur pétrolier, en particulier dans les champs en plein essor du Guyana. L'approbation marque une victoire pour le PDG de Hess, John Hess, même si les actionnaires ont exprimé des préoccupations concernant les retards impactant la valeur de l'accord.