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Gaz: BP lance l'exploitation du projet géant Shah Deniz 2 en Azerbaïdjan

Gaz: BP lance l'exploitation du projet géant Shah Deniz 2 en Azerbaïdjan
Le britannique BP annonce le lancement de l'exploitation du gisement géant gazier de Shah Deniz en AzerbaïdjanPaul ELLIS

Le groupe britannique BP a annoncé lundi le lancement de l'exploitation du gisement géant Shah Deniz 2 en Azerbaïdjan, représentant un investissement de 28 milliards de dollars, qui s'inscrit dans la volonté des Européens de réduire leur dépendance au gaz russe.

Ce démarrage constitue un maillon essentiel des efforts entrepris de longue date, sans grand résultat pour l'instant, par l'Union européenne pour diversifier ses sources d'approvisionnement en énergie dans un contexte de relations très dégradées avec Moscou. Mais les analystes préviennent: il ne devrait pas changer la donne d'une demande qui n'a cessé d'augmenter ces dernières années pour le gaz russe, que Moscou veut amplifier avec de nouveaux gazoducs.

Le lancement de l'exploitation de Shah Deniz 2 a été marqué par une première livraison de gaz à la Turquie, à précisé BP dans un communiqué.

Il s'agit du "premier projet sous-marin dans la mer Caspienne et de la plus grande infrastructure sous-marine exploitée par BP dans le monde", a affirmé le géant britannique, précisant que le budget et les délais prévus avaient été respectés.

Shah Deniz 2 pourra produire jusqu'à 16 milliards de mètres cubes de gaz par an, selon les prévisions du groupe, pour un total allant jusqu'à 26 milliards de m3 pour l'ensemble du champ gazier Shah Deniz.

Situé dans la mer Caspienne au large de l'Azerbaïdjan, le champ géant Shah Deniz, découvert en 1999, pourrait renfermer environ 1.000 milliards de mètres cubes de gaz sur une surface de 860 kilomètres carrés, "environ la taille et la forme de l'île de Manhattan", selon BP.

La première phase du projet, Shah Deniz 1, a commencé la production en 2006 et fournit actuellement du gaz à l'Azerbaïdjan, la Géorgie et la Turquie.

Le consortium en charge de ce projet est composé de BP (28,8%), qui en est l'opérateur, ainsi que de TPAO (19%) Petronas (15.5%) et d'autres dont le russe Loukoïl.

- 2% de la demande -

La deuxième phase de ce projet géant doit constituer le premier maillon du "Southern Gas Corridor", un complexe de trois gazoducs qui doit permettre aux Européens de s'approvisionner via la Turquie, la Grèce, l'Albanie et la mer Adriatique en réduisant leur dépendance au gaz russe.

Il devrait être terminé en 2020 et comportera à terme 3.500 kilomètres de gazoducs permettant d'acheminer à terme 10 milliards de mètres cubes de gaz par an vers l'Europe et six milliards vers la Turquie.

Fin mai, l’Azerbaïdjan avait déjà inauguré un gazoduc de ce "corridor", ouvrant les vannes au terminal de Sangacal, à une cinquantaine de kilomètres de la capitale Bakou, du tronçon devant rejoindre la Turquie.

Le projet "permettra à l'Europe de recevoir 10 milliards de m3 de gaz de ce champ, cela ne fait que 2% de la demande" européenne, tempère Thierry Bros, chercheur à l'Oxford Institute for Energy Studies.

"Aujourd'hui, l'industrie se focalise de preference sur des projets de gaz naturel liquéfié (GNL) pour eviter les problemes de transit", ajoute-t-il, soulignant qu'entre le début du projet et son aboutissement les relations entre l'Europe et la Turquie se sont dégradées.

Malgré l'intention affichée par l'Union européenne de réduire sa dépendance au gaz russe, la consommation de ce dernier en Europe ne cesse de croître d'année en année, sa part de marché représentant en 2017 35% dans l'UE des 28.

Le géant russe Gazprom s'attend même à un nouveau record d'exportations vers l'Europe en 2018, espérant dépasser pour la première fois la barre symbolique de 200 milliards de mètres cubes.

Et les projets de gazoducs TurkStream et Nord Stream 2, qui contournent l'Ukraine, pourraient encore renforcer cette dépendance.

Selon Alexeï Belogoriev, expert de l'Institut pour l'énergie et la finance de Moscou, le projet de corridor gazier par le sud n'est pas suffisant pour changer la donne: "Il a commencé à être développé au début des années 2000. Depuis, Gazprom et les autres acteurs du marché ont eu tout le temps de calculer les risques".

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