Figaro: Série économie iranienne (5e et dernier épisode) à paraître courant janvier
28 décembre 2000

IRAN: La ruée sur l'or noir prend du retard

L¹ouverture pétrolière de 1997 n¹a pas donné les résultats escomptés.
L¹Iran songe à rénover sa formule de " buyback ", sur fond de retour
possible des Américains

A la station d¹essence 132 de Téhéran, on aborde la question du pétrole iranien par le petit bout de la lorgnette ­ ou plutôt de la pompe. Les soirs d¹hiver, la queue pour le diesel s¹allonge en direction de la place Azadi (liberté) tout proche. Deux pompes seulement fonctionnent et c¹est la bagarre. Les chauffeurs de minibus et de camions insultent les privés qui viennent remplir leurs petits bidons pour le chauffage.

" C¹est comme ça tout l¹hiver ", soupire le responsable de la station. Il tousse. Pourquoi tous les véhicules dans la queue ou devant les pompes gardent-ils leur moteur allumé ? " Le gaspillage, c¹est une question de culture ", dit-il. Et pourquoi tant de pétrole se répand-il sur le sol ? " C¹est une question d¹argent ". Faute de moyens pour entretenir les pompes importées qui s¹arrêtaient automatiquement, la station a dû installer il y a cinq ans un système iranien, qui déborde lorsque le réservoir est plein. Les statistiques officielles indiquent que 9 millions de litres de pétrole se perdent ainsi chaque jour dans les 1700 stations du paysŠ sans compter 2 millions de litres qui s¹évaporent.

C¹est que le prix ridicule du pétrole ne permet aucun investissement. Le diesel est à 110 rials le litre (dix centimes) et la benzine à 380 rials (36 centimes), trois fois en dessous du prix de revient. Une aubaine pour les voitures délabrées de Téhéran qui consomment jusqu¹à 30 litres aux cent, mais un véritable désastre pour le gouvernement, qui se ruine à subventionner massivement l¹essence pour garantir la paix sociale.

Au delà des subventions, la consommation intérieur est une grave menace pour l¹économie du pays. Elle engloutit 42 millions de litres chaque jour, soit 1,6 million de barils sur une production totale de 3,6 millions de b/j. Les capacités de raffinage en Iran étant insuffisantes, 4 millions de litres d¹essence doivent être importés chaque jourŠ Et comme la consommation intérieure est en forte augmentation, on estime que dans quelques années, il ne restera plus rien à exporter vers 2010, alors que le pétrole fournit encore à l¹Iran 85% de ses devises.

Ce casse-tête n¹a que deux solutions : l¹augmentation de la production pétrolière et le développement du gaz, dont l¹Iran possède les secondes réserves au monde. Deux tâches pour lesquelles l¹Iran a besoin des compagnies étrangères, pourtant sèchement congédiées à la révolution de 1979. Depuis lors, les champs se sont tari prématurément à cause de l¹exploitation précipitée des années de guerre (le seul champ d¹Agha-Jarri, un des plus gros du pays, ne produit plus que 200'000 b/j contre un million b/j il y a quelques années), les infrastructures ont vieilli, la technologie iranienne a pris 20 ans de retard et aucune exploration n¹a eu lieu depuis des décennies.

Conscient de la nécessité des investissements étrangers, le gouvernement iranien s¹en est allé présenter à Londres en 1997 une quarantaine de projets pétroliers, pour lesquels les compagnies étrangères se voyaient proposer un contrat de " buyback ". La compagnie apporte le financement et la technologie pour la construction ou la rénovation d¹un champ et se fait rembourser par le pétrole ainsi produit, à un taux d¹intérêt déterminé à l¹avance. Pour l¹Iran, c¹était le seul moyen de contourner la Constitution qui stipule (art. 44) que le secteur doit rester aux mains de l¹Etat et qui interdit (art.81) toute concession à des étrangers pour le commerce ou l¹extraction de ressources minérales. Ces barrières, érigées dans la ferveur révolutionnaire en 1979, s¹expliquent par le traumatisme laissé en Iran par les concessions pétrolières, surtout britanniques. Mais aujourd¹hui, beaucoup aimeraient amender la Constitution sur ces deux points.

En effet, quatre ans après l¹annonce de Londres, le bilan reste maigre : malgré l¹intérêt montré par les compagnies étrangères, douze contrats seulement ont été signés depuis 1995 pour à peine 15 milliards de dollars alors que, selon Ibrahim Bavarian, vice directeur à la compagnie nationale NIOC, l¹Iran a besoin d¹au moins 10 milliards de dollars investis chaque année dans le pétrole d¹ici 2005 pour garder sa part de 15% au sein de l¹OPEP. Un consultant occidental basé à Téhéran explique ce retard par la faible capacité de négociation du côté iranien. " Au début, la NIOC ne disposait que d¹une équipe de négociation bien formée et ne pouvait pas mener deux négociations de front ", dit-il. A l¹en croire, les choses se sont arrangées.

Mais la NIOC avait aussi l¹intention de ne permettre le retour des pétroliers étrangers qu¹au compte-goutte. Et encore, vers des projets offshore ou perdus aux frontières. " La mentalité, c¹était d¹envoyer les Français à Sirri [contrat offshore remporté par Total et Petronas pour 600 millions de dollars], où personne ne les verrait ", ajoute le consultant. Cela aussi a changé : on parle maintenant de faire venir les compagnies étrangères dans les grands champs pétroliers du Khuzestân, où elles seront en contact direct avec la population.
Troisième explication de la lenteur des négociations : le consensus obligatoire en Iran pour un sujet aussi délicat que la présence étrangère dans le secteur pétrolier. D¹innombrables organes ont dû se prononcer : la NIOC, le Ministère du Pétrole, le Parlement, le Conseil des Gardiens, le Conseil de Discernement, jusqu¹à la décision finale du Conseil Economique suprême. Changement là encore : le consensus si long à trouver montre déjà des failles. Le parlement réformateur élu en février 2000 veut passer en revue tous les contrats pétroliers avec l¹étranger depuis la révolution, " en raison des importants bénéfices engrangés par les compagnies étrangères ". C¹est notamment le contrat de Total pour le champ gazier de Pars Sud qui serait visé : soucieux de trouver rapidement un partenaire en 1995 lorsque la compagnie américaine Conoco a dû se retirer précipitamment à cause des sanctions imposées par l¹administration Clinton, les Iraniens auraient offert de (trop) bonnes conditions à Total, c¹est à dire un retour sur investissement estimé entre 15 et 17%.

Vu son peu de succès et les critiques qu¹elle subi, la formule du buyback, autrefois pensée unique en Iran, est donc en train de vaciller. " Elle ne plaisait à personne ", résume Siamak Namazi, un des responsables de la firme de consultants Atieh Bahar à Téhéran. Les étrangers déploraient son manque de transparence et rechignaient à s¹en aller après avoir terminé l¹équipement des champs. Les Iraniens, eux, se sont rendus compte qu¹ils assumaient seuls la plupart des risques et que le transfert de technologie était plus faible que prévu, les compagnies étrangères allant au plus pressé pour récupérer leur mise.
Mais comment remplacer le buyback ? Deux camps s¹opposent à Téhéran. D¹un côté, les partisans d¹un buyback amélioré, avec une commercialisation possible par la compagnie étrangère d¹une partie du pétrole fourni par le puits et un meilleur partage des risques entre les deux parties. De l¹autre côté, les partisans d¹une formule nouvelle, celle du joint-venture. Chez Atieh Bahar, on se montre confiant que cette seconde va l¹emporter et l¹on conseille déjà aux clients, parmi lesquels plusieurs pétroliers de taille, d¹identifier des partenaires susceptibles de remporter des contrats et de signer des accords à 49-51%. " La restructuration de la NIOC a permis l¹émergence de plusieurs sociétés semi-privées qui ont la capacité de s¹allier à une compagnie étrangère ", estime Siamak Namazi. Une formule qui, à son avis, réduirait le coût global grâce à la participation iranienne et assurerait un meilleur transfert de technologie.

Or ces discussions agitées sur la nouvelle formule se déroulent avec en toile de fond un enjeu encore plus important : le retour des Américains. Depuis cinq ans, l¹Iran a offert à contrec¦ur à l¹Europe le monopole de son ouverture pétrolière. Cela a réduit considérablement ses marges de négociation : il n¹existe pas sur le vieux continent tellement de grosses compagnies capables de prendre en charge les projets iraniens. Il y a Shell et Total-Fina-Elf ; Eni dans une moindre mesure. Quant à BP, elle est gêné par sa fusion avec Amoco. Pour créer un semblant de concurrence, la NIOC a donné leur chance à de petites compagnies comme les Canadiens de Bow Valley [associés à Elf pour le champ de Balal] et a ratissé large, des Malais de Petronas aux Russes de Lukoil, en passant par de petites compagnies chinoises. " La domination indiscutable de l¹Europe inquiète d¹autant plus que nous sommes à la merci d¹un retournement politique, explique sous couvert de l¹anonymat un responsable du ministère du pétrole. Il suffit d¹une nouvelle affaire Rushdie pour que les ambassadeurs de l¹Union européenne s¹en aillent et que tout s¹arrête ", dit-il.

Tout indique pourtant que l¹Iran a gardé quelques morceaux de choix pour le jour où reviendront les Américains. Ainsi le champ géant d¹Azadegan (26 milliards de barils), découvert en 1999 dans les marécages à proximité de la frontière irakienne. Conoco, dont le patron effectue des séjours réguliers à Téhéran pour maintenir les contacts, a tout de suite été prévenue et a discrètement fourni un peu d¹aide technique (analyse des données d¹exploration) contre la promesse d¹une priorité le jour où seront levées les sanctions. Conoco et les autres compagnies américaines ont formé à Washington un puissant lobby, " USA engage ", qui tente de convaincre la Maison Blanche que ses embargos contre une grande partie de la planète ne servent que les concurrents Européens et Asiatiques.

Entre-temps, le président Khatami en visite à Tokyo Japon début novembre a accordé à un consortium japonais des droits préférentiels de négociation pour ce même champ d¹Azadegan. Les Japonais doivent soumettre un projet avant juin 2001, que Téhéran va évaluer durant plusieurs mois. Pour un observateur occidental, cet agenda prouve que les Iraniens veulent avant tout utiliser les Japonais pour faire pression sur l¹administration américaine. " La loi d¹Amato (qui tente d¹empêcher des pays tiers d¹investir dans le pétrole iranien) arrive à échéance en août 2001, dit-il. Ce serait l¹occasion rêvée de lever les autres sanctions. Le cas échéant, Téhéran aurait alors toutes les cartes en main pour partager Azadegan entre Japonais et Américains ".
Serge Michel, Téhéran, 28 décembre 2000
(dernier épisode)

Apaisement sur la Caspienne
Le grand jeu des pipelines de la Caspienne est-il en train de s¹essouffler ? Russes, Américains, Turcs, Iraniens, Azéris, Kazakhs et autres Turkmènes semblaient promis à une belle foire d¹empoigne pour déterminer comment livrer aux marchés internationaux le pétrole de cette mer fermée, qui détient les troisièmes réserves au monde après le Golfe persique et la Sibérie. Les Etats-Unis ont fait l¹impossible pour éviter le transit par l¹Iran mais leur projet de pipeline entre Bakou et le port méditerranéen turc de Ceyhan s¹enlise dans les études de (non)rentabilité. Or l¹Iran est en train d¹apporter une solution toute simple.

Depuis 1995, l¹Iran a signé, entre autres avec le Kazakhstan, des contrats d¹échange (swap). Le pétrole était livré sur la côte iranienne de la Caspienne puis restitué par l¹Iran au bord du Golfe persique. Les prix du baril aidant, l¹Iran a découvert qu¹il avait les moyens de tout simplement acheter, en devises, le pétrole de la Caspienne pour sa consommation intérieure.
Un pipeline en construction entre le port de Neka et Téhéran viendra bientôt renforcer ce mouvement. La République islamique est en effet confrontée au paradoxe suivant : ses champs de pétrole se trouvent au sud, près des terminaux d¹exportation du Golfe persique alors que la consommation se situe au nord, avec un tiers des 65 millions d¹Iraniens regroupés autour de la capitale.

Pendant ce temps, la dispute sur le régime légal de la Caspienne, elle, n¹avance pas beaucoup. Pendant des années, la Russie et l¹Iran partageaient l¹avis que, juridiquement, cette mer n¹était qu¹un lac et que ses ressources devaient êtres exploitées en commun par les Etats riverains. Les autres, comme l¹Azerbaïdjan, le Turkménistan et le Kazakhstan étant pour leur par favorable à un partage de la Caspienne selon le droit maritime, avec des zones économiques exclusives liées à la longueur des côtes de chacun. Or la Russie vient de rapprocher ses positions de celles de l¹Azerbaïdjan, en acceptant le principe de partage des fonds marins tout en gardant l¹utilisation commune de la surface. Isolé, l¹Iran continue de s¹appuyer sur un traité de 1941 avec l¹Union soviétique mais a comme les autres envie d¹aboutir vite à une solution. La compagnie Shell dirige un projet d¹exploration pétrolière le long des côtes iraniennesŠ dont rien ne sera révélé avant un règlement de la question juridique.
S. M.

Le gaz prend du retard
" Du gaz ! ", c¹est la réponse immuable des officiels iraniens à la question : " Que ferez-vous quand il n¹y aura plus de pétrole ? " Avec des réserves estimées à 20'000 milliards de m3 (15% des réserves mondiales), les secondes après la Russie, l¹Iran dispose en effet d¹un formidable potentiel, dont le développement a pris beaucoup de retard.

Le champ de gaz naturel le plus important est celui de Pars Sud, situé dans le Golfe persique à une centaine de km des côtes iraniennes. La première phase est déjà en exploitation. Total a été chargé en 1997 du démarrage des phases deux et trois. Fin juillet 2000, la compagnie italienne ENI a emporté un contrat pour un développement à 3,8 milliards de dollars des phases quatre et cinq. Les phases six, sept et huit sont confiées à la firme iranienne Petro-Pars, enregistrée en Grande-Bretagne, qui aura sans doute recours à des sociétés étrangères.

Pour l¹heure, le gaz iranien ne sert qu¹à chauffer les foyers et à faire tourner quelques centrales électriques. La consommation de 128 millions de m3 par jour a doublé par rapport au début des années 90. Mais une fois correctement développé, Pars Sud a un potentiel de 270 millions de m3 par jour, qu¹il faudra bien songer à exporter, d¹autant que les découvertes de nouveaux gisements se multiplient.

Or l¹Iran ne dispose pour l¹instant d¹aucun gazoduc d¹exportation, ni des unités de transformation en gaz liquide (LNG) permettant de transporter le gaz par bateau. Durant plusieurs années, tout l¹effort de gazoduc a été fait en direction de la Turquie. Côté iranien, les travaux sont presque terminés mais les Turcs traînent les pieds, encouragés en cela par les Américains. Du coup, l¹accord de 1996 entre les deux pays, mal ficelé, est en train de dégénérer en cauchemar juridique.
Les choses semblent aller mieux du côté de l¹Inde, dont le marché représente 16 fois celui de la Turquie. New Delhi a tellement besoin du gaz iranien qu¹elle serait disposée à faire passer un gazoduc par le territoire ennemi du Pakistan, qui d¹ailleurs se montre pour l¹instant très arrangeant. L¹Iran développe pour cela une diplomatie très inventive, dont la dernière proposition est de gérer le gazoduc par un consortium entre les deux pays dont la majorité serait confiée à une compagnie occidentale, ce qui garantirait le bon comportement du Pakistan.

Par acquis de conscience, l¹Inde a tout de même demandé une étude de gazoduc sous-marin (3600 km de long, par presque 3000 mètres de fond). Mais l¹Iran veut foncer : le champ de Pars Sud se vide chaque jour un peu plus, car il communique avec le Qatar, qui l¹exploite déjà depuis belle lurette.

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