Asie

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Introduction à la géographie du pétrole asiatique.

  1. Russie
    1. Histoire
    2. Réserves
    3. Production
    4. Exportations
    5. Consommation
    6. Sociétés pétrolières russes
    7. Transport
    8. Gisements pétroliers
    9. Dépendance des marchés
  2. Kazakhstan
    1. Chiffres
    2. Zones pétrolifères
    3. Production
    4. Exportations
    5. Transport
    6. Raffineries
    7. Dépendance économique
  3. Chine
    1. Régions pétrolifères
    2. Gisements pétroliers majeurs
    3. Compagnies pétrolières
    4. Transport
    5. Raffinage
    6. Forte demande intérieure
  4. Azerbaidjan
    1. Histoire
    2. Géopolitique du pipeline
  5. Inde
    1. Chiffres
    2. Compagnies pétrolières
    3. Champs pétroliers
    4. Raffinage
    5. Demande croissante
  6. Indonésie
    1. Chiffres
    2. Histoire
    3. Détroit de Malacca
  7. Malaisie
    1. Chiffres
    2. Champs pétroliers majeurs
    3. Exploration et production
    4. Projets offshore
    5. Capacité de raffinage
    6. Petronas


Russie

Histoire :

La Russie dispose des premières réserves de pétrole du continent asiatique, avec 88,2 milliards de barils de pétrole prouvés en 2010.

Le pétrole fut découvert très tôt en Russie. Beaucoup plus tôt qu’ailleurs, contrairement à la rumeur colportée par Drake. C’est en effet en Azerbaïdjan actuel (littéralement “pays du feu” ; à l’époque province de l’Empire de Russie) que celui-ci fut exploité pour la première fois au début du XIX° siècle. En 1830, Bakou comptait 116 forages qui produisaient 720 barils par jour. Cependant, c’est grâce aux compagnies pétrolières occidentales que le pétrole prit sa réelle valeur marchande et fut transporté par un réseau financé par ceux-ci vers les pays occidentaux.

Par la suite, la production russe dévissa nettement à l’aube du XX° siècle, durant la révolution de 1905.

A la chute de l’URSS, la production n’atteignait plus que 6 millions de barils par jour de 1994 à 1999, date à laquelle commença un rebond spectaculaire, pour atteindre 10 millions de barils par jour aujourd’hui.

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Cette hausse de la production s’appuie sur la modernisation des techniques d’exploitation, car il y a peu de nouvelles découvertes de gisements pétroliers.

Les réserves :

La production pétrolière russe est concentrée dans l’oblast de Sibérie occidentale (69 %) et la Volga-Oural (26 %), dont les réserves sont déjà très largement entamées. Les principaux gisements non exploités se situent en Sibérie orientale, en Extrême-Orient et dans l’oblast de Timan-Pechora mais les conditions de production y sont plus difficiles et plus coûteuses.

La production :

Bien que la Russie soit le premier producteur mondial de pétrole devant l’Arabie Saoudite avec 10,34 millions de barils par jour (soit 511 millions de tonnes) en 2011 soit 12,6 % de la production mondiale (82 mbj), elle se situe encore nettement en dessous des niveaux de 1988 (12,5 mbj). C’est le niveau le plus haut de l’ère post-soviétique. On assiste néanmoins à une croissance de la production depuis 1998 (6,16 mbj). Sa production devrait rester stable jusqu’en 2030. Notons qu’en l’état actuel de ses infrastructures, la Russie dispose d’une capacité très limitée d’augmentation de sa production, à la différence de l’Arabie saoudite.

Les exportations :

La Russie est également le deuxième exportateur mondial de pétrole derrière l’Arabie Saoudite avec 5,2 mbj en 2011 (total brut et produits raffinés). Les exportations sont en nette augmentation depuis 1999 (3,8 mbj), année du redémarrage de l’économie russe après la crise des années 1990 dont le paroxysme a été atteint en 1998. La Russie vend plus de 85 % de ses produits pétroliers en dehors de la CEI. L’UE absorbe 53 % des installations de pétrole russe, ce qui représente 16 % de sa consommation. Ces proportions ont mécaniquement augmenté grâce à l’élargissement de l’Union Européenne aux pays d’Europe centrale et orientale en 2004, puisque l’approvisionnement pétrolier de ces derniers provient à près de 90 % de la Russie.

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La consommation :

En près de deux décennies (1992-2011), la consommation de pétrole en Russie a diminué de près de 60%, passant de près de 4,5 à 2,7 mbj en 2011, soit 3,1 % de la consommation mondiale (87,4 mbj en 2011), contre 21,4% (18,7 mbj) pour les Etats-Unis.

Sociétés pétrolières russes :

Auparavant sous contrôle de l’Etat, le secteur pétrolier a été très largement privatisé depuis 1992, tout en restant, de préférence, entre des mains russes. On compte actuellement une petite dizaine de compagnies dont les trois principales, Rosneft, Lukoil et TNK-BP possèdent respectivement 18,11, 13,7 et 13 milliards de barils de réserves prouvées et assurent à elles trois plus de 50 % de la production russe. Verticalement intégrées, elles maîtrisent tous les métiers tant en amont qu’en aval : prospection, production, raffinage, distribution.

Lukoil

La configuration du secteur pétrolier russe diffère de celle des principaux autres pays producteurs de l’OPEP (Arabie saoudite, émirats du golfe, Venezuela…) où, en règle générale, il n’existe qu’une seule grande compagnie nationale contrôlée par l’Etat. Cette multitude d’acteurs constitue un handicap pour la Russie. Les décisions concernant la production et l’exportation du brut ne sont pas du seul ressort de l’Etat, ce qui, entre autres, diminue ses capacités d’investissement (alors que les besoins en la matière sont considérables). Les compagnies pétrolières russes se doivent alors d’ouvrir ses portes aux investissements étrangers à l’image de TNK-BP.

Le transport :

Les investissements étrangers ont été, ces dix dernières années, indispensables à la modernisation du réseau de transport vétuste russe, point faible de son industrie pétrolière. En effet, pour pouvoir se développer, les compagnies russes ont besoin d’exporter leur production. Or, elles se heurtent à deux obstacles majeurs : d’une part le réseau des oléoducs demeure sous le contrôle unique de l’entreprise publique Transneft qui peut imposer ses conditions, et d’autre part il est déjà au maximum de ses capacités.

De plus, la Russie ne dispose pas assez de débouchés maritimes accessibles et utilisables toute l’année. Les projets d’oléoducs, terminaux pétroliers et d’installations portuaires se sont multipliés. Ils ont eu pour effet d’accroître substantiellement la capacité d’exportation du brut russe vers l’Europe, les Etats-Unis et l’Asie.

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Les oléoducs majeurs en 2011 sont :

- le Baltic Pipeline System (BPS) : contrôlé par Transneft, il transporte le pétrole de Sibérie occidentale et de la région de Timan-Pechora vers les ports de la Baltique pour desservir l’Europe occidentale. Le BPS atteindra plus d’un million de barils par jour en 2020 (soit 55 Mt /an), une fois que tous les travaux auront été achevés (notamment la construction d’un second terminal sur l’île de Vytosk dans le golfe de Finlande) ;

- le Caspian Pipeline Consortium (CPC) : il relie les champs de Tenguiz au Kazakhstan au port de Novorossisk sur la mer Noire. Mis en service en 2001, cette voie peut évacuer environ 1 million de barils par jour. Elle offre une alternative russe aux oléoducs Bakou-Soupsa et Bakou-Tbilissi-Ceyhan (BTC) qui peuvent exporter le pétrole de la Mer Caspienne vers les marchés occidentaux sans passer par la Russie ;

- le Droujba-Adria : il transporte le brut russe vers l’Europe centrale et orientale soit par le nord (Russie-Biélorussie-Pologne-Allemagne), soit par le sud (Russie-Ukraine-Hongrie-Slovaquie-République tchèque) à ceux du système Adria qui relie le port croate Omisalj à la Hongrie. Il permet pour le moment de transporter 300 000 barils par jour ;

- l’Eastern Siberia–Pacific Ocean (ESPO) : opéré par Transneft, situé dans le sud-est de la Sibérie, sa première phase (construite de 2006 à 2009) s’étend sur 2 757 kilomètres, reliant les gisements de Sibérie orientale depuis Taïchet dans l’oblast d’Irkutsk jusqu’à la frontière chinoise à Skovorodino. Ce projet à coûté 12,27 milliards de dollars (sans compter le coût du terminal de Skovordino qui s’éleva à 1,74 milliard de dollars).

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Sa seconde phase le prolongera jusqu’à l’océan pacifique au port de Kozmino en mer du Japon, soit une distance supplémentaire de 2100 kilomètres desservant ainsi le Japon, la Corée du sud et les autres pays d’Asie du sud-est. Sa réalisation est prévue pour 2014. Sa longueur finale sera donc de 4 857 kilomètres et son coût avoisinera les 20 milliards de dollars. Sa capacité de transport en 2012 est de 600 000 barils par jour. Elle prévoit d’augmenter à 1 million de barils par jour en 2016 et à 1,6 millions de barils par jour à horizon 2025. En attendant la fin de la réalisation de la seconde phase, le transport reliant Skovordino à Kozmino est assuré par voie ferrée.

Gisements pétroliers :

Les gisements situés à l’ouest de l’Oural sont très matures. Ils sont pour la plupart entrés en production dans les années 1980, soit plus de 30 ans d’exploitation. A l’inverse, les gisements situés à l’est de l’Oural (Sibérie orientale) sont beaucoup plus récents ; certains ne sont pas encore entrés en exploitation. Le futur pétrole russe se trouve donc en Sibérie orientale, ainsi qu’en arctique.

Ouest de l’Oural :

L’ouest de l’Oural était surnommé “le deuxième Bakou”. En effet, ce sont environ 40 milliards de barils de pétrole brut issues de roches datant du dévonien qui y furent découverts.

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Bassin de Volga-Oural :

Il détient environ 27 milliards de barils. Le plus gros gisement étant celui de Romachkino, situé au Tatarstan, à l’ouest de l’Oural. Ce gisement fut découvert en 1942 et détient 17,2 milliards de barils de pétrole brut. Il est en forte déplétion ; 15 milliards de barils ont déjà été extraits.

Sibérie occidentale :

La Sibérie occidentale fut à son tour qualifiée de “troisième Bakou”. En effet, cette zone de la Russie détient environ 80 milliards de barils et produit à ce jour plus de 5 millions de barils par jour. Les roches sources datent du jurassique.

Le premier gisement fut découvert en 1953 ; la région a commencé à se développer dans les années 1960. Le gisement de Samotlor (le plus gros gisement russe) fut découvert en 1967. Il contient 44,6 milliards de barils. Seuls 20 à 23 sont récupérables. Ce gisement est en forte déplétion ; 16 milliards de barils ont déjà été extraits. Son pic de production date de 1980 (3,5 millions de barils par jour ; second plus fort niveau de production mondial, derrière le gisement de Ghawar – 5 millions de barils par jour en 2005, soit 6,25% de la production mondiale).

Sibérie orientale :

Le pétrole y fut découvert dans les années 1970. Les réserves se situent sur l’île de Sakhaline ainsi qu’en offshore peu distant de celle-ci, dans l’océan Pacifique (notamment la côte nord-est de l’île). L’entrée en exploitation se fit au cours des années 1990. Les réserves sont estimées à 14 milliards de barils de pétrole. Notons que, en 2007, selon Rosneft et la Korea National Oil Company (KNOC), la péninsule de Kamtchatka pourrait receler de réserves équivalentes.

sakhalin island kamchatka peninsula

Vankor, situé dans le grand nord, dispose de 3,8 milliards de barils. Il est détenu par Rosneft. Yurubcheno-Tokhomsk entrera en production en 2013 ; il est également détenu par Rosneft. Verkhnetchonsk (TNK-BP/Rosneft). S’ajoute à la liste ceux de Kouïoumbinsk (Slavneft), Doulisminsk (Sberbank), Sredne-Botouobinsk (Taas-Yuriakh) et bien d’autres.

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Bassin de Timan-Pechora :

Il est situé dans le grand nord, et en partie dans la mer de Pechora (située entre la mer de Barents et la mer de Kara, dans l’océan arctique), il détient environ 11 milliards de barils. Il est actuellement en phase de développement, notamment par Lukoil et ConocoPhillips.

timan pechora basin

Dépendance des marchés :

Autant l’Europe de l’est et, dans une moindre mesure, occidentale, est dépendante des ressources énergétiques de la Russie, autant celle-ci est sujette à la demande de ces pays et aux fluctuations des prix des hydrocarbures. Rappelons que le secteur énergétique représente en 2010 environ 40% du PIB russe. De plus, les gisements pétroliers du pays sont en forte déplétion et nulle découverte de poids est apparue depuis des décennies.


Kazakhstan

Chiffres :

Le Kazakhstan possède les dixièmes ressources mondiales de pétrole, avec 47,34 milliards de barils prouvés en 2012, chiffre qui ne cesse d’augmenter au fil des découvertes. Il pourrait détenir 75 milliards de barils. Il est le deuxième potentiel inexploité au monde derrière l’Irak. En effet, la majeure partie du pays n’a pas encore été prospectée.

Le pays détient 75 % des réserves de pétrole de la mer Caspienne (soit 3 % des réserves mondiales) et espère faire partie des cinq premiers pays exportateurs d’ici à 2020 (il est actuellement, en 2011, seizième).

KazMunaiGas est la compagnie nationale kazakh issue de la fusion entre KazakhOil et Oil and Gas Transportation en 2002. Celle-ci dirige le secteur au sein du pays, toutefois en partenariat avec de nombreuses compagnies internationales.

Zones pétrolifères :

La majeure partie des bassins pétrolifères est concentrée à l’ouest du pays, au nord de la mer Caspienne et légèrement à l’est de celle-ci, le long d’une vaste marge continentale chargée de roches sources siluriennes présentant trois gisements super-géants. Deux petits bassins pétroliers se trouvent au centre du pays. La république recense au total plus de 200 champs mineurs en 2011.

Kashagan :

Découvert en l’an 2000, il est situé en offshore au nord-est de la mer Caspienne, au large de la ville d’Atyrau.

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Ses réserves sont estimées entre 30 et 50 milliards de barils (38 milliards serait la meilleure estimation) ce qui en fait incontestablement la plus grande découverte au monde depuis plus de 30 ans. C’est actuellement le plus grand projet industriel au monde avec un budget estimé à 160 milliards de dollars. Il est mené par le consortium North Caspian Operating Company (NCOC) dont les participants sont : ENI (18,52%), Shell (18,52%), ExxonMobil (18,52%), Total (18,52%), ConocoPhilips (9,26%), Inpex (8,33%) et KazMunaiGas (8,33%).

Il n’est pas encore entré en production, dû à deux facteurs principaux :

Problèmes d’extraction :

- forage ultra-profond (5000 mètres en-dessous du niveau de la mer puis 1000 mètres de roche) ;
- variations de niveau de la mer Caspienne ;
- réservoir fragmenté ;
- conditions climatiques extrêmes ;
- structure géologique complexe.

Nuisances environnementales :

- maladie chez les populations locales ;
- mortalité importante de la faune environnante ;
- risque de pollution marine et terrestre élevé ;
- présence de métaux toxiques dans le réservoir ;
- taux d’acide sulfurique élevé (risque de pluies acides) ;
- manque de transparence (refus de divulgation de rapport écologique violant la Convention d’Aaharus) ;
- risques d’accident élevé ;
- risque sismique préoccupant.

De plus, sa teneur en souffre est élevée (45°C API).

Cependant, le gouvernement kazakh ambitionne d’en extraire plus de 1,5 million de barils par jour en 2015, ce qui le placerait à la troisième place des gisements pétroliers au monde en terme de production, derrière Ghawar et Burgan. La production débutera fin 2012.

Tengiz :

Situé entre les villes d’Atyrau et d’Aktau, au nord-est de la mer Caspienne, il est découvert en 1979.

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Le haut de son réservoir est situé à 3657 mètres de la surface terrestre, ce qui en fait le gisement onshore le plus profond exploité au monde. C’est le plus grand gisement kazakh déjà en exploitation. Il contient 25 milliards de barils de pétrole dont 6 à 9 récupérables à technologie actuelle).

Le développement du champs fut entreprit au début des années 1990 par un consortium mené par Chevron. Il est actuellement exploité par le consortium TCO (Chevron, ExxonMobil et KazMunaiGas).

La teneur en soufre de son pétrole est très élevée (16%). Un processus de démercaptanisation (procédé d’extraction des thiols renfermant l’essentiel du soufre dans le brut) fut mise en place afin de désulfuriser le pétrole. Grâce à cette technique, le brut est commercialisable puisqu’il ne contient plus que 0,55% de souffre, ce qui est une teneur normale. Le gisement a produit 206,2 millions de barils en 2011, soit une moyenne de 565 000 barils par jour.

Kurmangazy :

Situé en mer Caspienne, à cheval sur la frontière maritime russo-kazakh, à 120 kilomètres à l’ouest de la péninsule de Buzachi. Il fut identifié par des relevés sismiques dans les années 1980. Un accord datant de 2002 prévoit de partager à 50/50 les futurs bénéfices de son exploitation entre les deux gouvernements. Ses réserves sont estimées entre 7 et 10 milliards de barils. Il sera exploité par KazMunaiGas et Rosneft.

Dans des champs plus modestes, on constate que Lukoil a une forte présence au Kazakhstan :

Lukoil Kazakhstan

Ce fut d’ailleurs la première compagnie à opérer les champs kazakhs.

Production :

Le Kazakhstan produisait encore très peu jusqu’en 1998, année à laquelle la croissance de production devint significative. Celle-ci est depuis géométrique. En effet, en 1998, elle était d’environ 500 000 barils par jour. Elle atteint les 1,3 million en 2005 et est désormais à 1,75 millions en 2011.

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Le pays prévoit de produire 3,5 millions de barils par jour en 2015.

Exportations :

La majorité des exportations vont dans les pays limitrophes grâce au réseau d’oléoducs russe. Les connexions aux ports de la mer Noire et du Golfe Persique permettent au Kazakhstan d’exporter son pétrole vers des pays plus lointains via voie fluviale.

La Chine absorbera 65% de la production totale kazakh en 2020.

Transport : exportations d’un pays enclavé :

Le Kazakhstan a longtemps souffert de sa position géographique. Il fallut attendre de lourds investissements étrangers pour mettre au point son réseau de transport et ainsi rendre le pays autonome. Bien que l’Etat profite encore du réseau de pipeline russe, il est désormais très bien quadrillé ; à tel point qu’il est même devenu un carrefour de transit important pour les pays limitrophes.

Ses pipelines majeurs sont :

- Kazakhstan-China : l’oléoduc relie Atyrau, ville kazakh située sur la rive de la mer Caspienne à Alashankou situé dans le district de Dushanzi dans la région chinoise de Xinjiang.

Kazakhstan China Pipeline

Il est détenu par la China National Petroleum Corporation (CNPC) et la compagnie nationale kazakh KazMunaiGas. Sa construction se fit de 1997 à 2009. Il mesure 2 228 kilomètres. Il a une capacité de transport de 10 millions de tonnes de pétrole brut par an (qui sera atteinte en 2015). Son coût s’éleva à 3 milliards de dollars. Ce pipeline est relié, au terminal d’Atasu, le reliant au pipeline Omsk (Russie)-Pavlodar (Kasakhstan)-Shymkent (Kasakhstan)-Türkmenbasy (Turkmenistan), piloté par la joint-venture Gazprom Neft et TNK-BP, qui traverse l’Asie centrale verticalement, partant du sud de la Russie à la côte turkmène de la mer Caspienne, afin d’acheminer le brut russe.

- Uzen-Atyrau-Samara (UAS) : opérationnel depuis 2001, il relie les régions d’Atyrau et de Mangistau à la Russie. Il s’étend sur 1 232 kilomètres, depuis la ville d’Uzen située au sud-ouest du Kazakhstan à l’oblast russe de Samara où il rejoint le système d’oléoducs de Transneft. Il permet au pétrole kazakh de profiter du réseau Transneft pour alimenter les pays d’Asie de l’est.

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- Caspian Pipeline Consortium (CPC) : il relie Tengiz à Novorossiysk, terminal pétrolier russe situé sur la côte de la mer Noire. Il s’étend sur 1510 kilomètres. La production débuta en avril 2003. Sa capacité de transport est de 1,3 millions de barils par jour en 2012. Il est détenu par un consortium de 10 compagnies : Transneft (31%), KazMunaiGas (19%), Chevron (15%), LukArco (12,5%), Exxonmobil (7,5%), Rosneft (7,5%), ENI (2%), BG (2%), Oryx (1,75%), KazMunaiGas-BP (1,75%).

cpc caspian pipeline consortium

Raffineries :

Le pays dispose de trois raffineries majeures situées à Pavlodar, Atyrau et Shymkent, justifiant d’une capacité totale de 21 millions de tonnes de raffinage par an (soit environ 427 000 barils par jour).

Dépendance économique :

L’économie du Kazakhstan repose essentiellement sur les exportations de pétrole, qui représentent 56 % de la valeur des exportations et 55 % du budget de l’État.


Chine

La Chine est le cinquième producteur de pétrole au monde avec environ 4 milliards de barils en 2010. Elle dispose de 20,4 milliards de réserves prouvées.

Régions pétrolifères :

Les ressources pétrolières sont en grande partie concentrées dans trois grands bassins sédimentaires, deux au nord-est du pays et un à l’ouest.

Le bassin de Tarim : situé à l’ouest du pays, dans le Xinjiang, en plein désert de Taklamakan, il détient 10 milliards de tonnes de pétrole brut. Il sera à l’avenir le plus gros producteur de pétrole du pays. Cependant, ce bassin situé en Région autonome ouïgour du Xinjiang est sujet à des tensions liées à la contestation de la souveraineté de l’autorité chinoise par le Turkestan oriental et le Tibet. Cela a pour effet de ralentir la prospection. En effet, certaines projections estiment les réserves du bassin de Tarim à 30 milliards de tonnes.

Le bassin de Songliao : situé au nord de Pékin, il contient notamment le gisement de Daqing, champs principal du pays depuis des décennies. Les roches sources sont des dépôts lacustres de l’ère secondaire.

Le bassin de Bohai : situé un peu plus au sud, il offre aussi des ressources importantes. Il se prolonge en offhore dans la mer du même nom de Bohai. Ces régions sont exploitées depuis des décennies et plutôt matures. Les découvertes se font moindres et la production tend à stagner ou décliner, mais domine encore celle du pays. La mer de Chine méridionale (voire orientale) est sujette à des conflits territoriaux entre pays riverains et freine l’exploration.

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Dans une moindre mesure, figurent les bassins d’Ordos et de Sichuan, situés dans le centre du pays. Ils sont majoritairement constitués de gaz naturel. Au sud-est, l’embouchure de la rivière des Perles offre également des réserves non-négligeables, et des petits gisements ont été découverts récemment dans son extension en offshore profond.

Gisements pétroliers majeurs :

Daqing : la région de Daqing renferme le plus grand gisement pétrolier éponyme de Chine. Situé entre le fleuve Songhua et le fleuve Nunjiang dans la province de Heilongjiang, il a été découvert en 1959. Ses réserves initiales étaient de 6,36 milliards de tonnes ; les deux-tiers ont déjà été extraits, ce qui indique qu’il est en forte déplétion. Il produit 1 million de barils par jour de 1975 à 2003 puis déclina à partir de 2004. En 2011, il produit 650 000 barils par jour. Il est exploité par la Daqing Oilfield Company Limited.

Shengli : second plus grand champs pétrolier de Chine, il fut découvert en 1961 et entra en production en 1964. Il est situé dans le delta du fleuve Jaune, dans le nord de la province de Shandong à la frontière de la mer de Bohai, à l’est de Beijing, il produit 471 000 barils par jour en 2011 et détient 5,31 milliards de tonnes de pétrole. Il est exploité par Sinopec. Il produit à lui seul un cinquième de la production chinoise.

Jidong Nanpu : situé à l’est de la province de Hebei, ce gisement recèle de 2,8 à 4 milliards de barils de pétrole. Il est exploité par PetroChina.

Henan : situé dans la province d’Henan, à l’est de la république, il détient 2,7 milliards de barils de pétrole. Il est exploité par Sinopec.

Jilin : situé dans la région de Songyuan, à l’ouest de la province de Jilin, il entra en production en 1955. Il produit 121 000 barils de pétrole par jour en 2011.

D’autres régions pétrolifères telles que le bassin de Qaidam (225 millions de tonnes) ou encore dans la province de Qinghai recèlent, dans une moindre mesure, du pétrole. En offshore, le plus gros gisement est celui de Liuhua, situé à 300 mètres de profondeur dans le sud de la mer de Chine. Il représente 1 milliards de barils de pétrole et est opéré par la plate-forme FPSO de la CNOOC.

Compagnies pétrolières :

Petrochina :

PetroChina Company Limited est une filiale de la China National Petroleum Corporation (CNPC), créée le 5 novembre 1999. La CNPC, compagnie national, y a injecté 90% de son actif et de son passif ainsi que ses activités (exploration, production, raffinage, vente, etc.). C’est la seconde compagnie chinoise et la douzième mondiale avec un chiffre d’affaire de 221,57 milliards en 2011. PetroChina fit son entrée à la bourse de Shangaï en novembre 2007 (elle est également désormais présente à la bourse de Hong-Kong et de New York).

PetroChina logo oil petrole chine china

Petrochina s’est démarquée par ses achats de parts dans des gisements pétroliers à l’international (Talara (Pérou), Muglad (Soudan), etc.) ou encore d’achats de parts de sociétés pétrolières étrangères (Aktobe Oil Company of Kazakhtstan – 60,3%) et d’acquisitions (PetroKazakhstan, etc.) mais aussi de contrats d’exploitation (Intercampo, East Caracoles (Venezuela), etc). Ses opérations se diversifient sur chaque continent (Azerbaïdjan, Canada, Iran, Indonésie, Irak, Myanmar, Oman, Syrie, Thaïlande, Turkménistan, Ouzbékistan, Afghanistan, etc).

En 2011, elle dispose de 11,1 milliards de barils de réserves prouvées et a produit 886 millions de barils de pétrole.

Sinopec :

Sinopec est une filiale de China Petroleum & Chemical Corporation Limited, compagnie d’état chinoise, créée en février 2000. Elle est cotée à la bourse de Hong Kong, New York et Londres. Elle est la première compagnie chinoise et la sixième mondiale avec un chiffre d’affaire de 273 milliards de dollars en 2011.

sinopec logo china oil

Sinopec est aussi bien spécialisé en upstream qu’en downstream. En effet, ses secteurs d’activité sont : exploration, production, raffinage, stockage, transport, vente, etc. Le chiffre d’affaire de la compagnie est largement tributaire de ses activités downstream (pétrochimie, trading, etc.). Sinopec produit en effet seulement un peu plus d’un tiers de ce que produit Petrochina mais produit 60% de produits raffinés de plus par année.

La compagnie est agressive sur le marché des acquisitions. Elle rachète des concurrents ou montent à leur capital sur chaque continent (Addax Petroleum (Suisse), Daylight Energy (Canada), Galp Energia (Brésil), etc.) et détient également des parts dans des projets internationaux, tout secteur d’activité confondu. Elle est notamment présente au Gabon, Soudan, Ethiopie, etc. Elle collabore avec les plus grandes majors du secteur telles que Saudi Aramco, Exxon-Mobil, Total, ConocoPhillips, etc.

En 2011, Sinopec dispose de 3,97 milliards de brut équivalent pétrole, dont 2,85 milliards de pétrole de réserves prouvées. Elle a produit 321,73 millions de barils de pétrole brut sur cette année d’exercice.

China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) :

China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) est la troisième plus grosse compagnie d’état pétrolière chinoise. La CNOOC est spécialisée, comme l’indique son nom, dans l’exploration et l’exploitation de pétrole offshore. Sa filiale, la CNOOC Limited, est cotée à la bourse de Hong Kong ainsi qu’à celle de New York ; sa capitalisation boursière est de 60,48 milliards de dollars en 2011.

CNOOC logo petrole

La CNOOC opère majoritairement en Chine (mer de Chine et mer de Bohai). Elle opère également à l’étranger, sur chaque continent (excepté l’Europe). Elle est également très prolifique en matière de montées en capital de ses concurrents et d’acquisitions à l’international, notamment au Canada (MEG Energy, Opti Canada, Nexen, etc.).

En 2011, le groupe détient 3,19 milliards de barils de pétrole prouvés et produit 258,5 millions de barils.

Transport :

La Chine est très largement approvisionnée par voie fluviale. Les supertankers partant du Moyen-Orient (passant par le détroit d’Ormuz) ou de l’Afrique (Angola, Soudan, Nigeria, etc.) passent par le Détroit de Malacca avant de rejoindre les ports de Guangzhou, Beihai,Jinxi et de Shangaï.

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Cependant, le pays est également approvisionné par voie terrestre, provenant majoritairement de l’oléoduc Kazakhstan-China achevé en 2009 par la joint-venture KazMunaiGas-CNPC. Il relie Atyrau (Kazakhstan) à Alashankou (Chine occidentale). Ce pipeline sert également à acheminer le pétrole russe de Sibérie occidentale vers la Chine, ainsi que celui du Turkménistan et de l’Iran. Sa capacité est de 400 000 barils par jour en 2011.

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La Chine dispose également d’un réseau d’oléoducs domestique de 22 430 kilomètres (opéré à 70% par la CNPC).

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Raffinage :

Le pays dispose d’une forte capacité de raffinage : 10 millions de barils par jour. Il envisage de l’augmenter à 15 millions de barils d’ici 2016. La majorité des raffineries sont détenues par Petrochina (50%) et Sinopec (35%).

Forte demande liée à la croissance :

La démographie chinoise étant de 1,35 milliards d’habitants, l’âge moyen de 32 ans et surtout la croissance économique augmentant en moyenne de 10% par an depuis 1990 avec un Produit Intérieur Brut (PIB) d’environ 7 000 milliards de dollars en 2011, les besoins de la Chine en matières premières sont considérables. La Chine a consommé 545,5 millions de tonnes (soit environ 13% de la demande mondiale) d’hydrocarbures en 2011 dont la moitié fut importée. Ses importations croissent de 6% par an. Sans nouvelle découverte majeure, la Chine est fortement exposée à une demande étrangère en pétrole croissante pouvant atteindre 70% de sa demande intérieure d’ici 2020.

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Les principaux fournisseurs de la Chine en pétrole sont l’Arabie saoudite, l’Angola, l’Iran et la Russie, représentant à eux quatre environ 50% de la demande. Mais le pays a extrêmement bien diversifié ses fournisseurs, puisqu’il en compte également en Amérique du sud (Venezuela, Argentine, Colombie et Equateur) et Amérique du nord (Canada, Etats-Unis et Mexique). Cependant, la grande majorité de son pétrole est fourni par des pays du Moyen-Orient (principalement Arabie saoudite, Iran et Irak, à hauteur de 45%) et Afrique (principalement Nigeria, Angola et Soudan, à hauteur de 29%). Elle compte également d’autres plus petits fournisseurs en Asie et en Océanie (Indonésie, Malaisie, Bangladesh, etc.).

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La Chine multiplie ses partenariats stratégiques à travers le globe afin de garantir sa sécurité en approvisionnement via des contrats fixes au prix du marché sur des durées allant de 20 à 30 ans avec des pays tels que l’Iran, le Venezuela, le Brésil, l’Angola, etc. En effet, les importations chinoises de pétrole devraient augmenter de façon exponentielle d’ici 2030. En 2020, la Chine représenterait 23% de la totalité de la demande mondiale avec 10,5 millions de barils par jour, dont 8 importés et devrait s’accroître à 17 millions de barils par jour en 2035.

La facture pourrait cependant s’alléger avec une meilleure exploitation du bassin de Tarim. De surcroit, 85% de ses réserves sont onshore ; la CNOOC est loin d’avoir terminé sa prospection offshore en mer de Chine.


Azerbaidjan

Le pétrole de la mer Caspienne :

L’occident avait quitté l’exploitation des gisements de Bakou en 1918 dû aux découvertes des réserves immenses du Moyen-Orient.

Géologiquement, l’Asie Centrale, de Bakou à Samarcande, est prometteuse, comme l’attestent aussi bien des phénomènes comme Darvaza, que les exploitations en cours. 70 ans plus tard, le potentiel de la Caspienne est à peine exploité.

Contrairement au Moyen-Orient, où le pétrole est fréquemment proche d’un port, la Caspienne est très éloignée à la fois des ports, et des centres de consommation. Le seul moyen de commercialiser de grandes quantités de pétrole, c’est de l’évacuer par oléoducs.

Déjà en 1906, le premier pipeline Bakou-Batoumi, long de 800 km, transportait du kérosène vers la Mer Noire et les marchés de l’ouest. En 1991, le trafic maritime à travers le Bosphore est déjà saturé, et on cherche d’autres tracés. Les États-Unis se dépêchent de faire des propositions pour évacuer ce pétrole vers l’occident, afin de découpler les pays producteurs de l’Asie centrale d’un nouvel assujettissement à la Russie. Bill Clinton lui-même s’est chargé de la promotion du projet Oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan (BTC).

Le BTC entrera en exploitation 6 ans plus tard. Le Silk Road Strategy Act, qui autorise le gouvernement américain à supporter les pays du « corridor est-ouest » qui leur sont favorables, et cite explicitement les pipelines, passe en 1999.

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Au nord de la Caspienne, le CPC est en 2001 un succès de Texaco malgré de grandes difficultés initiales ; il transporte le pétrole turkmène de Tengiz jusqu’à la Mer Noire. Négocié au plus fort de la crise russe, il fait l’objet de pressions de la part d’un partenaire redevenu puissant. Cette pression s’est traduite par l’éviction de BP en décembre 2009, conduit à céder sa part dans le CPC à Lukoil.

La Chine a installé en 2006 un oléoduc entre le Kazakhstan (Atashu) et Karamay (Dushanzi) d’une capacité faible pour le moment ; cependant les chiffres de consommation chinoise pour 2009 (9 Mbbl/j) laissent supposer qu’une augmentation du débit serait bienvenue de part et d’autre.

Géopolitique du pipeline :

On parle aussi de “diplomatie du pipeline”. Tout lien fixe structure l’environnement, implique des conséquences économiques et traduit des volontés politiques. Un pipeline exige en plus un client et un fournisseur, qui s’engagent sur le très long terme d’une façon fiable, sur les volumes et sur le prix. Le premier pipeline de kérosène Bakou-Batoumi permettait d’atteindre les marchés d’Europe de l’Ouest, et conservait à Bakou la valeur ajoutée de l’extraction du kérosène par distillation du brut. Aujourd’hui on ne compte plus les milliers de kilomètres de pipeline en exploitation ; le tracé des pipelines récents de grande taille est révélateur.

Évoqué dès le début des années 1990, le BTC est conçu pour alimenter l’Europe de l’Ouest à partir de Bakou, en évitant le territoire russe, en contournant l’Arménie (qui avait de mauvaises relations avec la Turquie à cette époque) et en favorisant la Turquie par le trafic supplémentaire au port de Ceyhan. Il concurrence donc l’influence russe dans cette région au profit de partenaires favorables à l’OTAN. Mais le BTC transporte 1 Mbbl/j, alors qu’il est prévu que la Caspienne en produise 5 en 2015. Il faut donc trouver des trajets supplémentaires. Vers le sud, il paraît difficile de traverser l’Iran, qui n’a aucun intérêt à désenclaver un pétrole qui concurrencera le sien. Au nord, on retombe sur la Russie ; il ne reste donc que l’Afghanistan ; et c’est le projet TAP (Turkestan, Afghanistan, Pakistan), devenu le TAPI (avec l’Inde). On en ignore toujours le devenir de ce projet en 2009.

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L’économie de l’Azerbaïdjan est fortement dépendante de l’exploitation du pétrole en mer Caspienne, qui représente 70 % de ses exportations et 50 % du budget de l’État.


Inde

Chiffres :

L’Inde dispose de 5,62 milliards de barils de pétrole en 2011. Elle se place en seconde position dans la région Asie-Pacifique, derrière la Chine. La majorité est localisée dans le gisement offshore de Mumbai High (ouest) ainsi qu’au nord-est en onshore dans l’Etat d’Assam. Plus récemment, des réserves ont été découvertes dans le désert du Rajasthan, dans l’ouest ; de l’ordre de 500 millions de barils. Des réserves considérables situées en offshore dans la Baie du Bengale sont pour le moment inexploitées.

Compagnies pétrolières :

Le secteur pétrolier indien est dominé par les compagnies nationales. La Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) est la plus grande d’entre-elles. Elle représente notamment 75% de l’upstream. Est également présente l’Indian Oil Corporation (IOC) qui détient près de la moitié du downstream (produits pétroliers, 40% des capacités de raffinage, 67 % des capacités de transport) ou encore la Bharat Petroleum et la Hindustan Petroleum. La proportion des compagnies privées tend à croître ; la plus importante d’entre-elles étant Reliance industries. Peu de compagnies étrangères détiennent des parts dans des concessions pétrolières indiennes.

Récemment, les compagnies nationales indiennes on commencé à acquérir des participations dans des projets étrangers. La plus active est l’ONGC Videsh Ltd (OVL). Celle-ci opère notamment en Russie (Île de Sakhaline), Soudan, Vietnam, Colombie, Syrie. L’OVL entend accroître sa production de 150 000 barils par jour en 2011 à 560 000 en mars 2014.

Champs pétroliers :

Mumbai High : il est le principal gisement indien. Il est situé à 160 kilomètres à l’ouest des côtes de Mumbaï, en offshore, dans le Golfe de Khambhat. Il est exploité par la compagnie indienne Oil and Natural Gas Corporation (ONGC). Ce champs pétrolier fut découvert en 1964 par une coentreprise russe et indienne. Le premier puits fut foré en 1974. La roche de couverture est principalement composée de dômes de sel et de récifs coralliens formant un anticlinal ; d’où sa dénomination : “High”. Son pétrole est de bonne qualité (60% de contenu paraffinique contre seulement 25% pour l’Arabian crude). Il produit, depuis 2004, environ 400 000 barils par jour soit 14% de la demande intérieure et près de la moitié de la production du pays.

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Bassin d’Assam-Arakan : le premier champs pétrolifère découvert dans la région d’Assam fut celui de Digboi, en 1889. Le pétrole est chargé en contenu paraffinique. Ses roches datent du haut Mésozoïque au Cénozoïque. Il est géologiquement instable dû à une activité tectonique entre la poussée de la ceinture de Naga contre celle d’Assam ; ce qui rend l’extraction délicate. Le bassin d’Assam-Arakan couvre une surface de 116 000 kilomètres carrés. Il est composé de très nombreux champs pétrolifères tels que Nahorkatiya (1953), Moran (1956), Rudrasagar (1960) ou encore Jorajan, Kumchai, Hapjan, Shalmari, Lakwa, Lakhmani, Geleki, Amguri, Charali, Borholla, Dikom, Kathaloni, Khoraghat, Baghjan, Dirok, etc. Au total, plus d’une centaine de champs sont répertoriés.

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Mangala : situé au Rajasthan (nord-ouest de l’Inde), dans le bassin de Barmer, il fut découvert en 1999. Il est exploité et détenu à 70% par la Cairn India Limited (filiale de la Cairn Energy – Ecosse). En janvier 2004, une étude estimait ses réserves à 3,6 milliards de barils dont 1 milliard recouvrable, ce qui en fit la plus grande découverte onshore de l’année au monde. Le pétrole est de moyenne qualité (25-30°C API, contre 38 pour le Brent). Il est cireux : son point d’écoulement se fait à 42°C (contre 3°C pour le Brent). Deux types de Enhanced Oil Recovery (EOR) arriveront à accroître la récupération de 25%. En 2005, la Oil and Natural Gas Company acquit 30% des parts. Le champs entra en production en août 2009. Sa production est de 125 000 barils par jour en 2012 et sera de 150 000 en 2013. Un plateau de production est estimé à 240 000 barils par jour. Le champs de Mangala ambitionne de fournir 6% de la demande intérieure et 20% de la production globale du pays d’ici 2016.

Raffinage :

En 2011, l’Inde dispose d’une capacité de raffinage de 4 millions de barils par jour, via 21 raffineries. L’Inde est le cinquième pays raffineur de pétrole au monde. Sa plus grosse raffinerie est celle de Jamnagar complex (opérée par Reliance Industries) située à l’ouest du pays ; elle dispose à elle seule d’une capacité de raffinage de 1,24 millions de barils par jour.

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Dû à la demande croissante de produits pétroliers dans la région, le gouvernement tend à faire devenir de l’Inde un pays raffineur pour ses voisins et espère ainsi devenir un exportateur net de produit raffinés destinés au marché asiatique dans un futur proche.

Demande croissante :

La population indienne est actuellement de 1,21 milliard d’habitants ; elle augmente de 19 millions par an. L’Inde est le sixième consommateur d’énergie au monde et le quatrième pays consommateur de pétrole, derrière les Etats-Unis, la Chine et le Japon. En 2009, le pétrole représentait 24% de son mix-énergétique.

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Sa demande d’énergie devrait se voir multipliée par 2,5 d’ici 2020 (à hauteur de 16% par an) dû à son accroissement démographique, son urbanisation, le développement de ses transports, etc. Le volume de la demande intérieure de l’année fiscale 2012 grimpa à 3,45 millions de barils par jour (soit 172,11 millions de mètres cube) contre 3,29 millions de barils par jour (soit 163,59 millions de mètres cube) l’année précédente. L’importation a augmentée de 41% à hauteur de 141 milliards de dollars. Le pays produit moins d’un tiers de ses besoins en pétrole.

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Ses fournisseurs sont en majorité situés au Moyen-Orient, notamment l’Arabie saoudite (18%) et l’Iran (11%).

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Indonésie

Chiffres :

L’Indonésie dispose de 3,99 milliards de barils de réserves prouvées en 2011. Sa production est de 994 690 barils. Sa consommation est de 1,43 million de barils. Le pays est devenir importateur net depuis fin 2004. Membre de l’OPEP depuis 1962, il quitta l’organisation en 2008. Ses gisements sont en déplétion. Sa demande est croissante. L’objectif est le maintien de la production.

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Histoire :

Ses gisements datent pour la plupart de l’ère tertiaire. Le premier fut découvert au nord de Sumatra, à Telaga Tunggal, à une profondeur de 121 mètres, en 1885. Par la suite, de nouvelles découvertes s’en suivirent telles que Kruka (est de Java, 1887), Kampong Minyak (sud de Sumatra, 1896), Sumpal (sud de Sumatra, 1897), Sanga-sanga (est de Kalimantan, 1897), Perlak (nord de Sumatra, 1900) et Ledok (est de Java, 1901). Du pétrole fut également découvert à l’est de Bornéo. La production est, au début du siècle, de 65 000 barils par jour (à 95% par la Royal Dutch Shell). En 1939, la production était de 170 000 barils par jour et la capacité de raffinage de 180 000 barils par jour. A cette époque, 75% du pétrole d’Extrême-Orient provenait d’Indonésie. En janvier 1942, durant la Première Guerre mondiale, le Japon envahit la colonie néerlandaise et en mars il prit pleine possession des gisements du pays. Ils forèrent également le champs pétrolier géant de Minas. Au lendemain de la guerre, les leaders indonésiens décidèrent de libérer leur pays du joug colonial néerlandais. Une fois leur indépendance acquise, en 1949, la production grimpa progressivement pour atteindre 400 000 barils par jour en 1960. Un consortium de compagnies nationales intensifia l’exploration offshore dans la mer de Java. Le complexe d’Arjuna, situé à une profondeur de 1400 mètres, fut le premier gisement pétrolier offshore découvert en Indonésie, en 1968.

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De 1975 à 2001, la production oscillait entre 1,4 et 1,7 million de barils par jour. En 2008, le pays se retire de l’OPEP. En 2011, sa production est d’environ 1 million de barils par jour.

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Actuellement, 53 compagnies pétrolières opèrent en Indonésie. La production du pays est opérée en majeure partie par Chevron, via sa filiale Caltex (47%). Pertamina, créée en 1968, est la plus grande compagnie d’Etat indonésienne ; elle représente 16% de la production du pays. Le reste de la production est opérée par Total (France, 9%), ConocoPhillips (USA, 8%), Petrochina (Chine, 7%), CNOOC (Chine, 5%), Medco (Indonésie, 4%), Kodeco (Indonésie, 2%) et BP (Royaume-Uni, 2%).

La capacité de raffinage du pays est de 1,14 million de barils par jour.

BPMigas est chargée par l’Etat de réguler le secteur upstream.

Détroit de Malacca :

Situé entre l’Indonésie et la Malaisie, il est la principale voie de passage entre l’océan Indien et l’océan Pacifique, le détroit de Malacca est une des principale route d’approvisionnement en pétrole de deux des principaux consommateurs mondiaux, la Chine et le Japon. Il connaît un trafic équivalent à celui du canal de Suez (Egypte). Plus de 80 000 navires y ont transité en 2011, soit 30% du transport maritime mondial. La moitié du commerce maritime de pétrole passe par le détroit de Malacca et ce chiffre est en constante augmentation dû à la demande croissante de la Chine. Notons que 60% du pétrole importé par la Chine passe par ce détroit, ainsi que 80% du pétrole japonais. L’Asie absorbe 60% de la production Moyen-Orientale et la majeure partie passe par le détroit de Malacca. C’est donc un lieu de transit maritime hautement stratégique. Il connait alors une forte piraterie ; qui a somme toute sérieusement baissée ces dernières années, des moyens ayant été pris par les autorités indonésiennes et malaysiennes. En 2008, 135 navires on été attaqués, 44 saisis et 600 marins pris en otage et échangés contre rançon.

L’économie indonésienne est de moins en moins exposée aux revenus dus au pétrole.

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Malaisie

Chiffres :

La Malaisie dispose de 5,8 milliards de barils de réserves prouvées en 2011. Royal Dutch Shell débuta en premier l’exploration en Malaisie. Le premier puits a été foré en 1910 à Miri dans l’Etat de Sarawak. Le premier gisement offshore fut également découvert par la Royal Dutch Shell, en 1968. En 1974, la production malaysienne était de 81 000 barils par jour. Elle est aujourd’hui de 523 000 barils par jour, en déclin depuis 2004.

La Malaisie péninsulaire est bordée par le détroit de Malacca, route maritime inconditionnelle du trafic pétrolier mondial. La Malaisie orientale (nord de l’île de Bornéo) connait un essor en offshore profond.

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Champs pétroliers majeurs :

Tapis : situé en mer de Chine méridionale à 209 kilomètres des côtes de l’Etat de Terengganu en Malaisie péninsulaire à une profondeur de 64 mètres, il fut découvert en 1969 par ExxonMobil. Il est exploité par ExxonMobil et Petronas, la compagnie d’Etat malaysienne. Le réservoir date du miocène. Le gisement produit 200 000 barils par jours en 2011. La qualité de son huile est de 45,6° API et contient 0,0324% de souffre.

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Kikeh : situé au nord-ouest de l’île de Labuan, au sud-ouest des côtes de l’Etat de Sarawak en Malaisie orientale, près de Brunei, à 1300 mètres de profondeur, il fut découvert par Murphy (USA) en 2002. Sa production démarra en 2007. Le champs détient entre 400 et 700 millions de barils de pétrole. Il produit 52 000 barils par jour en 2011. Grâce à un investissement sa capacité de production sera de 120 000 barils par jour en 2014 et devrait rester stable jusqu’en 2020. Le champs est exploité par Murphy (USA) et Petronas. C’est le seul champs du pays situé en offshore profond en production en 2012.

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Exploration et production :

La production a connu un pic à 862 000 barils par jour en 2004 et décline depuis lors dû aux réservoirs matures des champs en exploitation. La production du pays était de 523 000 barils de pétrole brut par jour en 2011, en baisse de 4% par rapport à 2010. Ses gisements sont essentiellement offshore. Le plus grand champs est celui de Tapis dont le brut de haute qualité sert de référence sur le marché régional à la bourse de Singapour. Ce gisement produit plus d’un tiers de la production malaysienne.

La population consomme la quasi totalité de la production domestique et sa demande est croissante. La Malaisie a exporté 234 000 barils de pétrole brut par jour en 2010 et en importa 205 000.

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Le gouvernement prit alors des mesures afin d’accroître sa production, essentiellement en offshore profond près des Etats de Sarawak et Sabah. En 2010, un investissement massif d’ExxonMobil dans le gisement de Tapis (ainsi que dans les champs alentours de Seligi, Guntong, Tapis, Semangkok, Irong Barat, Tebu et Palas) visant à accroître sa production. Le résultat est prévu pour 2013.

Certains gisements pétroliers dans le bassin malais font l’objet d’un contrat (Commercial Arrangement Area – CAA) entre Kuala Lumpur et Hanoï. Les opérateurs des gisements du bassin malais sont Petronas (46%), Talisman Energy (41,4%, Canada) et PetroVietnam (12,5%). Les champs du nord du bassin sont entrés en production en 2009 et fournirent 25 000 barils par jour en 2009 ; ce chiffre doubla en 2010. Les champs du sud du bassin sont toujours en exploration.

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Certaines zones offshore sont sujettes à conflits interétatiques avec Brunei, la Thaïlande, l’Indonésie, les Philippines et le Vietnam. L’un d’entre-eux, vieux de 20 ans, a été réglé entre Kuala Lumpur et Bandar Seri Begawan résultant un développement commun d’un champs à proximité de Bornéo ; celui-ci débuta en 2011.

Tous les projets en offshore profond sont situé à proximité de Sabah. Outre Kikeh, qui est déjà entré en production, voici les principaux champs de la région :

Projets offshore :

Gumusut-Kakap: situé à 3900 mètres, il doit entrer en activité fin 2012 et produire 135 000 barils par jour. Les actionnaires sont la Royal Dutch Shell (33% ; qui est également l’opérateur du champs), ConocoPhillips (33%), Petronas (20%) et Murphy Oil (14%). Le FPSO sera relié au terminal de Sabah situé à Kimanis.

Kebabangan (KBB) : situé à proximité de Gumusut-Kakap, sa date d’entrée en production est prévue entre 2012 et 2014. Il git à 140 mètres sous le niveau de la mer. Sa capacité de production est estimée à 22 000 barils par jour. Il est détenu par la Kebabangan Petroleum Operating Company (KPOC), consortium comprenant Petronas (40%), Royal Dutch Shell (30%, opérateur) et ConocoPhillips (20%).

Malikai : situé à 140 kilomètres au nord-est de KBB, il est découvert en 2004 à 565 mètres de profondeur. Le développement commença en 2009. Il est censé entrer en production en 2014 avec une capacité de 60 000 barils par jour. Le champs est relié au terminal de Kimanis. Les actionnaires sont la Royal Dutch Shell (35%, également opérateur), ConocoPhillips (35%) et Petronas (30%).

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Capacité de raffinage :

Capacité de raffinage de 538 580 barils par jour en 2011. Petronas opère trois raffineries : Kertih, Melaka I et Melaka II, avec une capacité combinée de 259 000 barils par jour, Royal Dutch Shell détient la raffinerie de Lutong qui dispose d’une capacité de 170 000 barils par jour, ExxonMobil et Kemanan Bitumen en opèrent deux moindres aux capacités respectives de 86 000 et 23 750 barils par jour.

D’autres raffineries sont en projet, essentiellement à l’initiative de Petronas, notamment celle de Pengerang Johor.

Le terminal de Kimanis, situé dans l’Etat de Sabah, sera achevé fin 2013. Il est construit par Samsung. Il aura une capacité de traitement de 300 000 barils de brut par jour.

Petronas :

Société d’Etat malaysienne, Petroliam Nasional Berhad (Petronas) fut créée en 1974. Elle a la charge de toutes les ressources énergétiques du pays.

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Cotée à la bourse de Kuala Lumpur via trois de ses nombreuses filiales dont principalement Petronas Dagangan Berhad, elle investit dans une trentaine de pays. Ses activités sont autant en upstream qu’en downstream.

Petronas détient 27,12 milliards de barils équivalent pétrole à travers le monde, dont 20,56 en Malaisie avec une production moyenne de 1,63 millions de barils par jour.

Outre en Malaisie, Petronas est présente au Soudan, en Egypte, au Turkménistan et au Tchad, ou encore en Iran, Mauritanie, Gabon, Cameroun, Niger, Yémen, et bien entendu en Indonésie et au Vietnam.

En plus de ses 3 raffineries malaysiennes, Petronas possède également une raffinerie à Durban (Afrique du sud) avec une capacité de 125 000 barils par jour.

45% des revenus de l’Etat malaysien proviennent de Petronas.

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