N^° 3468

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ASSEMBLÉE NATIONALE

CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958

DOUZIÈME LÉGISLATURE

Enregistré à la Présidence de l'Assemblée nationale le 29 novembre 2006.

RAPPORT D'INFORMATION

DÉPOSÉ

en application de l'article 145 du Règlement

PAR LA COMMISSION DES AFFAIRES ÉTRANGÈRES

en conclusion des travaux d'une mission d'information constituée le 8 février 2006 ⁽¹⁾,

sur « Energie et géopolitique »

Président

M. Paul QUILÈS

Rapporteur

M. Jean-Jacques GUILLET

Députés

--

__________________________________________________________________

(1) La composition de cette mission figure au verso de la présente page.

La mission d'information « Energie et géopolitique » est composée de : M. Paul Quilès, Président, M. Jean-Jacques Guillet, Rapporteur, MM. René André ⁽¹⁾, Jean-Louis Bianco, Philippe Cochet, Jacques Godfrain, Pierre Goldberg, François Guillaume, Jean-Pierre Kucheida, François Loncle, Axel Poniatowski, Daniel Poulou, Eric Raoult, Mme Chantal Robin-Rodrigo, MM. Rudy Salles, Henri Sicre.

RÉSUMÉ DU RAPPORT 9

AVANT-PROPOS - LA FIN DE L'INSOUCIANCE ÉNERGÉTIQUE 17

CHAPITRE PREMIER - LA CRISE ÉNERGÉTIQUE : UNE PRISE DE CONSCIENCE NÉCESSAIRE 23

I. LA CRISE DE L'ÉNERGIE : LA NOUVELLE DONNE ÉNERGÉTIQUE 25

A - Le temps des contraintes 27

1) Une situation explosive 27

2) La fin de l'énergie à bon marché 29

3) L'interdépendance énergétique croissante entre les Etats 32

B - Le temps de l'inquiétude 34

1) La planète malade du CO₂ 35

2) Des effets climatiques désastreux 38

3) La nécessité d'un traitement de choc 42

II. LA SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE INTERNATIONALE EST-ELLE DURABLEMENT MENACÉE ? 45

A - La peur de l'insécurité énergétique 48

1) La production d'énergie : la peur de l'imprévu 48

2) Le transport de l'énergie : la peur de la désorganisation 53

3) La consommation énergétique : la peur de l'insuffisance 57

B - L'interdépendance, fondement de la sécurité énergétique ? 58

1) Les faux remèdes 58

2) Les vraies solutions 61

III. LES MULTINATIONALES SONT-ELLES LES « MAÎTRES » DE L'ÉNERGIE ? 69

A - Les multinationales ne sont plus les seuls maîtres du jeu énergétique 72

1) Les résultats vertigineux des « majors » 73

2) L'illusion de la puissance 77

B - Les compagnies nationales des Etats producteurs sur le devant de la scène 81

1) Une stature de « géants » plus ou moins autonomes 81

2) Une expansion continue des compagnies des pays émergents 83

3) Des compagnies symboles de la souveraineté énergétique 86

CHAPITRE II - LA CRISE ÉNERGÉTIQUE : UNE CRISE PLANÉTAIRE 89

I. LE MOYEN-ORIENT : DES ETATS FRAGILES PEUVENT-ILS RESTER LES FOURNISSEURS DU MONDE ? 91

A - Le Moyen-Orient bientôt en situation de monopole sur le marché pétrolier ? 92

1) Près des deux tiers des réserves prouvées de pétrole sont situés au Moyen-Orient 92

2) La production du Moyen-Orient devrait, théoriquement, augmenter 93

B - Des pays exportateurs fragiles 95

1) Des pays très dépendants des exportations pétrolières 96

2) Un niveau d'investissement insuffisant 98

3) Une région à l'instabilité chronique 100

C - Le Moyen-Orient, prochain fournisseur mondial de gaz naturel ? 103

1) L'importance des réserves de gaz dans les pays du Moyen-Orient 103

2) Un gaz réservé à la consommation intérieure 104

3) Un développement incertain des exportations 105

II. LA RUSSIE : PRODUCTEUR PUISSANT OU PARTENAIRE FIABLE ? 109

A - Géant énergétique, la Russie veut se placer au cœur du grand jeu énergétique mondial 111

1) La Russie, géant énergétique 112

2) La Russie et les routes de l'énergie : la géopolitique des « tubes » comme vecteur de puissance 119

B - Producteur puissant, la Russie est-elle aussi un partenaire fiable ? 130

1) Mythes et réalités de la politique de diversification gazière en Russie 131

2) La Russie et les investissement étrangers : une dépendance totale 135

3) Du grand jeu au grand bluff ? 138

III. L' AMÉRIQUE DU SUD : UNE NOUVELLE ARME POLITIQUE, L'ÉNERGIE 141

A - La nationalisation des hydrocarbures en Bolivie et au Venezuela ou l'énergie au service de la politique 142

1) La nationalisation des hydrocarbures marque la primauté d'une logique politique sur la logique économique 142

2) Les finalités politiques de la souveraineté énergétique : l'exemple du Venezuela 149

B - L'énergie peut-elle constituer la base de l'intégration sud-américaine ? 151

1) Des priorités nationales de plus en plus contrastées 151

2) L'intégration sud-américaine est-elle encore possible ? 155

IV. L'ASIE : DES BESOINS GIGANTESQUES, DES STRATÉGIES CONCURRENTES 161

A - Inde et Japon : deux puissances dépendantes dans le domaine énergétique 164

1) Des situations économiques très différentes 164

2) Des besoins énergétiques énormes 165

3) Une forte dépendance vis-à-vis de l'extérieur 166

B - Face à la Chine, deux Etats en quête d'une coopération régionale 168

1) Des choix internes communs 169

2) La sécurisation de l'accès aux ressources gênée par la stratégie chinoise 173

3) Les différends énergétiques avec la Chine 177

4) La promotion d'une coopération régionale 181

V. L'AFRIQUE, UN CONTINENT ENFIN STRATÉGIQUE ? 185

A - Une Afrique à deux vitesses 187

1) L'Afrique du pétrole et du gaz 187

2) L'autre Afrique 190

B - Effets et méfaits de la rente pétrolière : l'énergie comme facteur de tensions internes aux pays africains 193

1) L'Afrique victime de la « malédiction pétrolière » 193

2) Des Etats sur la sellette 197

3) La transparence financière comme solution ? 199

C - L'énergie : pomme de discorde ou facteur de coopération entre pays africains ? 202

1) L'énergie comme source de conflits de souveraineté : une menace ? 202

2) L'énergie comme futur moteur de la coopération 202

D - Le « Grand jeu » en Afrique ou le retour des puissances 204

1) L'Afrique : une zone d'intérêt vital pour les Etats-Unis 205

2) La Chine et l'Afrique : la rencontre d'intérêts mutuels 210

VI. LES ETATS-UNIS RESTERONT-ILS LE GENDARME ÉNERGÉTIQUE DU MONDE ? 217

A - La politique énergétique américaine : de la voracité à la maturité ? 219

1) La politique énergétique américaine : préserver l'American way of life 219

2) « Les Etats-Unis sont drogués au pétrole » (George W. Bush) : un modèle en évolution ? 223

B - Une puissance énergétique magnanime : les Etats-Unis, garants des flux énergétiques internationaux 230

1) Diplomatie économique et sécurisation des flux : l'échec des piliers de la politique énergétique internationale des Etats-Unis ? 230

2) Nouvelles menaces, nouvelle politique énergétique internationale ? 236

VII. L'UNION EUROPÉENNE : PRIORITÉ À L'ÉNERGIE 245

A - La délicate équation énergétique européenne 245

1) Contenir la demande énergétique 246

2) Garantir la sécurité d'approvisionnement 250

B - A défaut de politique énergétique commune, l'Union européenne doit s'engager sur la voie de la coopération énergétique 256

1) La politique européenne de l'énergie reste embryonnaire 256

2) Réorienter les politiques européennes au service de l'énergie 260

CHAPITRE III - CONTRE LA FATALITÉ ÉNERGÉTIQUE : UNE RÉPONSE POLITIQUE GLOBALE 271

CHAPITRE IV - PLAN D'ACTION POUR LA CONTRIBUTION DE LA FRANCE À LA « PAIX ÉNERGÉTIQUE » 277

OBJECTIF : RENFORCER LA CRÉDIBILITE DE L'UNION EUROPÉENNE 279

1. Conclure un pacte européen de convergence énergétique 279

2. Engager un partenariat énergétique entre l'Union européenne et la Russie 285

OBJECTIF : MIEUX RÉPONDRE À L'IMPÉRATIF CLIMATIQUE 293

3. Elargir le processus de Kyoto après 2012 293

4. Faire de la France un exemple de transition énergétique réussie 301

OBJECTIF : DÉFINIR LES NOUVELLES RÈGLES INTERNATIONALES DU JEU ÉNERGÉTIQUE 313

5. Une conférence internationale sur l'énergie avant chaque réunion du G8 313

6. Créer des consortiums internationaux pour l'enrichissement et le retraitement 319

7. Renforcer la sécurité des « détroits d'intérêt mondial » 329

OBJECTIF : RÉDUIRE LA FRACTURE ÉNERGÉTIQUE NORD/SUD 339

8. Un fonds de stabilisation contre les chocs énergétiques 339

9. Une contribution de solidarité pour l'accès à l'énergie 345

CONCLUSION 351

EXAMEN EN COMMISSION 353

ANNEXES 357

I. Liste chronologique des personnalités entendues 359

II. Tableau récapitulatif des déplacements effectués (par ordre chronologique) 360

III. Listes des personnalités rencontrées dans le cadre des déplacements effectués à l'étranger 361

IV. Données de base sur l'énergie 375

V. Liste des principaux sigles et abréviations 396

RÉSUMÉ DU RAPPORT

Nous savons depuis fort longtemps que le pétrole n'est pas un « simple produit d'épicerie » mais un « produit de politique internationale ». L'histoire du pétrole, et de façon plus générale l'histoire de l'énergie, est une histoire violente, ponctuée par des guerres entre les Etats ou des conflits de territoires au sein d'un même pays.

L'histoire de l'énergie est celle des rapports de force en raison de la dépendance totale des économies vis-à-vis de ce secteur hautement stratégique. L'histoire de l'énergie, c'est l'histoire des crises de l'énergie.

I. La crise énergétique : une prise de conscience nécessaire

Nous sommes aujourd'hui confrontés à une crise particulièrement préoccupante, durable et globale, qui ne peut trouver de solution que sur un plan mondial à un niveau politique.

La consommation d'énergie telle qu'elle se présente aujourd'hui avec une place prédominante des énergies fossiles - pétrole, charbon, gaz - ne peut continuer à se maintenir au même rythme. Les experts estiment « qu'au rythme de consommation actuel, les réserves exploitables ne correspondraient plus qu'à une quarantaine d'années de consommation pour le pétrole, à une soixantaine d'années pour le gaz naturel et à environ 230 ans pour le charbon ».

Même si la notion de réserves peut faire l'objet d'évaluations variables (découverte ou exploitation de nouveaux gisements, nouvelles techniques d'extraction...), inéluctablement les réserves s'épuisent.

Ces ressources fossiles sont de surcroît géographiquement concentrées dans un nombre limité de pays, souvent peu stables sur le plan politique et au fonctionnement peu démocratique, ce qui compromet la sécurité des approvisionnements ainsi que la stabilité des prix. La variation des prix de l'énergie entraîne par ailleurs une très grande inégalité d'accès à l'énergie entre pays pauvres et pays riches. On peut véritablement parler de fracture énergétique lorsque l'on sait qu'actuellement dans le monde, 1,6 milliard de personnes n'ont pas accès à l'énergie de base qui leur permettrait de vivre dignement.

A cette situation très violemment contrastée - là où les Etats-Unis consomment 25 barils de pétrole par personne par an, les Européens en consomment 12, les Chinois 2 et les Indiens un seul - s'oppose une réalité qui concerne tout le monde, celle du dérèglement climatique résultant des émissions de carbone dues à la surconsommation énergétique telle qu'elle est pratiquée aujourd'hui.

La problématique est donc la suivante :

1. Comment garantir, en préservant l'environnement, une sécurité énergétique qui assure le développement des pays émergents, le maintien de la croissance et du niveau de vie des pays développés, la garantie d'accès à l'énergie des Etats les plus pauvres ?

2. Comment cette sécurité énergétique peut-elle être obtenue dans un contexte international fortement concurrentiel et conflictuel où chaque Etat ou groupe de pays poursuit ses objectifs propres ?

3. Comment concilier la mondialisation du marché de l'énergie
- mondialisation des investissements, mondialisation des transports et des voies d'accès, mondialisation des prix, etc. - avec la réaffirmation de la souveraineté des Etats, qui n'entendent pas renoncer à l'exercer sur ce secteur hautement stratégique ?

N'oublions pas en effet que les réserves d'hydrocarbures sont principalement aux mains des compagnies nationales des pays producteurs. Par exemple, alors que la NIOC (Iran) et la Saudi Aramco (Arabie Saoudite) détiennent chacune en réserves prouvées plus de 370 milliards de barils équivalents pétrole (bep), la première compagnie privée Exxon Mobil n'affiche que 22,5 milliards de barils équivalents pétrole et se classe au 14^ème rang mondial des réserves.

Il est apparu à la Mission au terme de cette étude qu'il n'y avait pas de fatalité énergétique - il nous faudra modifier nos comportements, développer des énergies de substitution,... - et que la sécurité énergétique ne doit pas être exclusivement recherchée dans la réalisation d'un objectif national d'indépendance énergétique.

En effet, jamais les Etats-Unis, l'Europe ou le Japon ne seront indépendants sur le plan énergétique. Dès lors, comme le soulignait en 2000, le Livre vert de la Commission européenne, « la sécurité énergétique ne vise pas à maximiser l'autonomie énergétique de l'Europe ou à minimiser la dépendance mais à réduire les risques liés à celle-ci ».

C'est à cette condition que la sécurité énergétique internationale ne sera pas durablement menacée.

Il convient cependant de ne pas se limiter à cet objectif de sécurité énergétique et de contribuer à l'apaisement des tensions et à la prévention des risques liés à l'énergie.

II. La crise énergétique : une crise planétaire

L'analyse géographique de la situation énergétique à laquelle la Mission d'information a procédé révèle les différentes équations que les principaux acteurs ont à résoudre en matière énergétique.

Cette analyse géographique de la situation révèle un état de fait : l'interdépendance des Etats et un double impératif : d'une part, la diversification de l'offre énergétique pour répondre aux problèmes de l'épuisement des réserves et de la dégradation de l'environnement ; d'autre part la définition de nouvelles règles du jeu au niveau international pour prévenir les conflits et établir la « paix énergétique ».

1. Le Moyen-Orient : des Etats fragiles peuvent-ils rester les fournisseurs du monde ?

Les spécialistes prévoient une reconcentration de l'offre pétrolière sur le Moyen-Orient au cours des prochaines années, qui devrait porter sa part dans la production de moins de 30 % en 2003 à plus de 48 % en 2020. Mais il n'est pas certain que les pays de la région, fragilisés par leur dépendance à la rente pétrolière et qui investissent peu dans le secteur pétrolier, soient en mesure d'augmenter leur production et leurs exportations à la hauteur de l'évolution de la demande mondiale. L'instabilité de la région accentue encore cette incertitude : la production irakienne ne pourra retrouver son niveau de 1989 avant que la sécurité du pays soit rétablie et la production iranienne va décliner si d'importants investissements ne sont pas réalisés, lesquels sont notamment menacés par le dossier nucléaire.

La part du Moyen-Orient dans les exportations de gaz naturel (5,6 %) est faible par rapport aux réserves que la région possède (40 %) et il est peu probable qu'elle augmente très significativement au cours des prochaines années. Plus encore que pour le pétrole, la région souffre d'un sous-investissement dans le secteur gazier, tandis que la croissance de la demande interne à chaque pays producteur réduit considérablement les volumes disponibles pour l'exportation. Les grands espoirs placés par les pays consommateurs dans des pays comme l'Iran (qui abrite 18 % des réserves mondiales de gaz) risquent, au moins à court terme, d'être déçus.

2. La Russie : producteur puissant ou partenaire fiable ?

La Russie contrôle les plus importantes réserves de gaz naturel de la planète et constitue le premier producteur de gaz au monde. Elle détient en outre 13 % des réserves de pétrole. En 2030, les membres européens de l'OCDE importeront deux tiers de leur gaz de Russie, contre un tiers aujourd'hui. Pour les vingt-cinq membres de l'UE, la dépendance vis-à-vis des importations de gaz passera de 50 à 80 %.

Cependant, la Russie a besoin de la communauté internationale pour valoriser son patrimoine énergétique, condition de sa stabilité intérieure. En effet, sans modernisation de ses infrastructures, le pays « pourrait devenir importateur de produits pétroliers dès 2009 » selon le patron du pétrolier russe Loukoil. D'après l'Agence internationale de l'énergie, la Russie devrait consentir un minimum de 11 milliards de dollars par an d'investissements dans le secteur gazier pour satisfaire ses futurs engagements intérieurs et internationaux.

En d'autres termes, la Russie restera un producteur puissant si elle est un partenaire fiable, capable d'offrir les garanties suffisantes pour y investir, condition nécessaire, à terme, d'une mise en valeur responsable du patrimoine énergétique russe.

3. L' Amérique du Sud : une nouvelle arme politique, l'énergie

Le processus de nationalisation des hydrocarbures engagé en Bolivie et au Venezuela crée les conditions d'une instrumentalisation politique des ressources énergétiques.

Les conséquences en sont cependant potentiellement redoutables pour les pays concernés. En 2005, en Bolivie, l'investissement dans ce secteur a enregistré un repli de 400 % ; la chute atteint même 830 % pour les activités d'exploration. D'ores et déjà, au Venezuela, la production pétrolière connaît une diminution sensible ces dernières années : 2,53 millions de barils/jour en 2005 contre 3,2 millions de barils/jour en 1998.

Il est à craindre que l'instrumentalisation politique de l'énergie ne finisse par se retourner contre ses auteurs. En effet, utiliser l'énergie comme arme de chantage peut entraîner une double riposte de la part des pays développés : financière et commerciale, en limitant l'aide aux pays qui utilisent ce chantage énergétique ; industrielle, en poussant les pays consommateurs du Nord à retrouver des marges de manœuvre en investissant massivement dans des sources d'énergie qui ne dépendront plus des pays producteurs du Sud.

4. L'Asie : des besoins gigantesques, des stratégies concurrentes

La place prise par l'Asie constitue le principal changement observé au cours de ces vingt dernières années dans le paysage énergétique mondial. Elle est désormais la première zone consommatrice d'énergie, avec près d'un tiers de la consommation mondiale, contre moins d'un cinquième en 1985. La Chine (en incluant Hong Kong), le Japon et l'Inde représentent à eux trois 73 % de la consommation totale de l'Extrême-Orient, qui importe les deux tiers de son pétrole, essentiellement en provenance du Moyen-Orient.

Face à la politique très active menée par la Chine pour s'assurer, partout dans le monde, un accès aux ressources énergétiques nécessaires à la poursuite de sa forte croissance, l'Inde et le Japon, dont la satisfaction des besoins énergétiques dépend fortement de l'étranger, appliquent une stratégie assez voisine, fondée, en interne, sur l'efficacité énergétique, les énergies renouvelables et le nucléaire, et, à l'international, sur la négociation d'accords avec les pays producteurs. C'est sur ce plan que la concurrence chinoise est très sensible et ressentie comme menaçante. La promotion de la coopération régionale pourrait être un moyen d'alléger cette tension, mais elle est encore balbutiante.

5. L'Afrique : un continent enfin stratégique ?

L'Afrique détient près de 10 % des réserves prouvées et produit plus de 11 % du pétrole mondial. Relativement proche de l'Amérique et facile d'accès, l'Afrique suscite aujourd'hui l'intérêt des Etats-Unis qui en ont fait une « zone d'intérêt vital » depuis 2002. Ils portent une attention toute particulière au golfe de Guinée (ex. accord avec Sao Tomé et Principe pour la création d'un port capable d'accueillir les navires américains) qui représente aujourd'hui 15 % de leurs approvisionnements en pétrole. A un horizon proche, ils entendraient faire passer ce taux à 25 %.

Les Américains doivent cependant compter avec la concurrence de la Chine, qui s'implante tous azimuts sur le continent avec une prédilection pour les pays en rupture de ban comme le Soudan. Les sociétés d'Etat chinoises sont peu scrupuleuses en matière de transparence, de corruption ou d'environnement, et n'hésitent pas à conclure des contrats là où les compagnies occidentales ne peuvent ou ne souhaitent le faire.

Si la hausse des cours du pétrole a permis à de nombreux pays africains de bénéficier de rentrées financières inespérées, elle a conduit parallèlement à faire sombrer d'autres Etats non producteurs de pétrole ou de gaz (notamment en Afrique de l'Ouest), qui ne peuvent pratiquement compter que sur la biomasse pour faire fonctionner leur économie. En outre, ce que l'on appelle la « malédiction pétrolière » ou « Dutch disease » frappe les pays pétroliers d'Afrique : répartition inégale des revenus, secteur public disproportionné, absence de diversification économique... Enfin, des tensions se font jour entre certains pays avec des litiges frontaliers (Gabon et Guinée équatoriale ; Nigeria et Cameroun).

6. Les Etats-Unis resteront-ils le gendarme énergétique du monde ?

Les Etats-Unis sont une puissance énergétique paradoxale.

D'un côté, il s'agit d'une puissance énergétique égoïste qui défend un mode de consommation d'énergie extrêmement vorace, au détriment, notamment, des équilibres climatiques. Les Etats-Unis voient la crise énergétique actuelle avant tout comme un problème intérieur majeur, alors même qu'elle est globale et que, consommant 25 % de l'énergie mondiale alors qu'ils n'en produisent que 19 %, ils ont, à l'évidence, une politique énergétique nationale dont les incidences sont mondiales.

Ce modèle est certes en pleine évolution : le rôle de certains Etats, tels que la Californie, pourrait enclencher une dynamique vertueuse, alors que même le Président Georges W. Bush a dénoncé l'addiction de son pays au pétrole. L'approche y reste cependant économique : les prix, étant les seuls « juges de paix », pousseront, ou non, les Etats-Unis vers des sources d'énergie alternatives. Tel est le discours qui reste dominant.

Dans le même temps, artisans du marché pétrolier tel qu'il fonctionne actuellement, les Etats-Unis se présentent comme une puissance énergétique magnanime, garante de la fluidité des flux énergétiques internationaux. Il ne s'agit certes que de s'aider soi-même en aidant les autres, mais nul ne contestera le rôle essentiel des Etats-Unis pour assurer la sécurité physique des flux énergétiques, notamment au niveau des détroits. Au grand dam de la Chine par exemple, qui ne se satisfait pas de cette dépendance de fait...

7. L'Union européenne : priorité à l'énergie

La dépendance énergétique de l'Europe va considérablement augmenter au cours des prochaines années. L'Europe doit donc limiter sa demande tout en élargissant son offre énergétique. Or l'Union européenne est un acteur fragmenté qui pèse peu sur les équilibres du marché énergétique mondial.

L'Union européenne est-elle prête pour une véritable politique commune de l'énergie, au-delà des questions de dérégulation ? L'Union est-elle en mesure de s'affranchir d'un certain nombre de tabous, notamment le recours à l'énergie nucléaire ?

Il semble pourtant exister un consensus européen sur les objectifs qui devraient être ceux d'une politique européenne de l'énergie : la sécurité d'approvisionnement, le développement durable et le renforcement de la compétitivité industrielle.

III. Plan d'action pour la contribution de la France

à la « paix énergétique »

La Mission d'information propose un plan d'action qui doit se comprendre comme un ensemble de neuf propositions qui concourent les unes et les autres à la réalisation de la « paix énergétique ».

1. Conclure un Pacte européen de convergence énergétique

Alors que l'énergie a été au fondement de la construction européenne
- avec les traités CECA et Euratom -, l'Union européenne n'envisage les questions énergétiques que de façon incidente, essentiellement à travers le prisme du marché intérieur et de la politique de concurrence. Dans une Europe élargie à vingt-sept Etats membres, il serait illusoire de prôner la mise en place d'une politique commune uniforme de l'énergie, au même titre qu'il existe une politique agricole commune. Il faut au contraire s'engager sur la voie d'une coopération intergouvernementale entre les Etats qui en manifestent la volonté politique, sur le modèle des accords de Schengen pour la circulation des personnes. Un pacte européen de convergence énergétique, ouvert à tous les Etats membres, devrait ainsi être conclu autour de trois objectifs : la sécurité d'approvisionnement, la protection de l'environnement et le renforcement de la compétitivité.

2. Engager un partenariat énergétique entre l'Union européenne

et la Russie

L'énormité des réserves gazières détenues par la Russie est un fait qui s'impose à tous les pays européens. La Mission ne conclut pas pour autant, comme on le lit souvent, à la nécessité de tout accepter, quoi qu'il arrive, avec la Russie, sous prétexte que nous n'aurions pas le choix. Elle propose au contraire la poursuite et l'approfondissement du dialogue énergétique avec la Russie, en vue de la conclusion d'un partenariat énergétique formalisé entre l'Union européenne et la Russie, qui prenne acte de l'interdépendance mutuelle entre les deux entités. Un tel partenariat ne remet nullement en cause le Traité sur la Charte de l'énergie de 1994, qui reste un outil essentiel pour la relation énergétique entre l'Union et la Russie et doit, pour cette raison, être rapidement ratifié par la Russie.

3. Elargir le processus de Kyoto après 2012

Un récent rapport de l'économiste britannique, Nicholas Stern, met en garde contre les conséquences économiques et sociales du réchauffement climatique « qui seront plus grandes que celles des deux guerres mondiales et de la crise de 1929 ». Dans un contexte de croissance continue des émissions de gaz à effet de serre, « si le protocole de Kyoto a constitué un incroyable pas en avant, ce pas est tout à fait insuffisant » comme l'a déclaré le Secrétaire général des Nations unies.

Dans ce contexte, un élargissement du processus de Kyoto à l'ensemble des pays, notamment les Etats-Unis, la Chine et les pays en voie de développement, s'impose, à partir de 2012. La nécessité d'une mobilisation plus forte doit s'accompagner de la prise en compte, dans les mécanismes du protocole de Kyoto, de toutes les formes d'énergie, en particulier, de l'énergie nucléaire.

4. Faire de la France un exemple de transition réussie

La France est moins dépendante des énergies fossiles et émet moins de gaz à effet de serre que bon nombre de pays développés, grâce à des politiques d'économie d'énergie, de diversification des fournisseurs d'hydrocarbures, ainsi que de promotion du nucléaire et des énergies renouvelables. Il lui reste néanmoins encore des progrès à accomplir pour réaliser la transition énergétique que la situation internationale rend indispensable.

Les propositions récemment formulées par l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques sont reprises par la Mission. Elles visent à faire de la transition énergétique une priorité nationale, à créer une fiscalité spécifique pour financer la transition, à encourager le développement des filières alternatives à la consommation d'hydrocarbures et à impliquer davantage les collectivités locales dans la lutte contre l'effet de serre.

5. Prévoir une conférence internationale sur l'énergie avant chaque réunion du G8

La nouvelle donne énergétique, marquée par une interdépendance croissante entre pays producteurs et pays consommateurs, vient renforcer la nécessité d'échanges sur les questions liées à l'énergie.

Face à la multiplication des rencontres et des enceintes, seules les réunions du G8 bénéficient d'une réelle visibilité. Afin de tenir compte de cette réalité et d'éviter d'ajouter une structure supplémentaire, chaque réunion du G8 devrait être systématiquement précédée d'une conférence internationale chargée de l'énergie.

6. Créer des consortiums internationaux pour l'enrichissement et le retraitement du nucléaire civil

Dans un contexte de regain d'intérêt pour l'utilisation de l'énergie nucléaire à travers le monde, plusieurs propositions ont été faites, notamment par les Etats-Unis et par la Russie, afin de répondre à la question de la conciliation entre développement de l'énergie nucléaire civile et lutte contre la prolifération nucléaire. Compte tenu de sa place dans le paysage international du nucléaire civil et de son rôle majeur dans la lutte contre la prolifération nucléaire, la France doit élaborer sa propre proposition de création de consortiums internationaux. Une proposition structurée autour des trois axes : ouverture, sécurité et concurrence.

7. Renforcer la sécurité des « détroits d'intérêt mondial »

Une très grande part du pétrole consommé dans le monde transite par des détroits particulièrement vulnérables aux accidents maritimes ou aux attaques terroristes. Assurer leur sécurité est une nécessité vitale pour les pays consommateurs d'hydrocarbures. A cette fin, il faut identifier les « détroits d'intérêt mondial » - cette mission pouvant incomber à l'ONU - et mettre en place des structures de coopération associant les Etats riverains et les pays utilisateurs de ces détroits.

8. Créer un fonds de stabilisation contre les chocs énergétiques

Les pays les plus pauvres subissent de plein fouet les hausses des cours du pétrole. Il importe, dès lors, d'amortir les effets de ces variations par des mécanismes financiers appropriés. C'est pourquoi il est proposé de créer un fonds de stabilisation contre les chocs énergétiques qui serait financé notamment par les producteurs et les compagnies pétrolières.

9. Créer une contribution de solidarité pour l'accès à l'énergie

L'accès à l'énergie est la condition même du développement économique et social des pays les plus pauvres. C'est pourquoi il est proposé la création d'un fonds pour l'accès à l'énergie et la diversification énergétique par les transferts de technologies pour développer les réseaux dans les pays les plus pauvres et encourager l'utilisation des énergies renouvelables ; ce fonds serait, en partie, alimenté par une contribution de solidarité sur les carburants.

Avant-propos

LA FIN DE L'INSOUCIANCE ÉNERGÉTIQUE

La Commission des Affaires étrangères a décidé en février 2006 la création d'une Mission d'information, composée de seize de ses membres, afin d'analyser la crise de l'énergie sous l'angle de la géopolitique et de présenter une série de propositions susceptibles d'atténuer les tensions et de prévenir les conflits internationaux latents liés à la question de l'énergie.

Chacun sait que le charbon, le gaz ou le pétrole ne sont pas des biens comme les autres. Au sujet du pétrole, Edgar Faure disait qu'il s'agit non pas d'un « simple article d'épicerie » mais d'un « article de politique internationale » André Giraud, pour sa part, considérait que « le pétrole est une matière première à forte valeur de défense, diplomatique, fiscale dans une moindre mesure, accessoirement énergétique ».

L'histoire de l'énergie est une histoire violente, ponctuée par les tensions entre les compagnies pétrolières ou gazières et les Etats, par les guerres économiques ou militaires entre les pays, par les crises ou les conflits territoriaux entre les populations. Les questions énergétiques font surgir des revendications territoriales, apparaître de nouveaux rapports de force, justifient des alliances ou des coopérations. Elles pèsent souvent d'un poids décisif dans la définition de l'ordre du monde.

La crise de l'énergie à laquelle notre planète est actuellement confrontée est sans précédent. Elle est mondiale - tous les pays sont affectés -, elle est globale - nos modes de vie et notre environnement sont concernés -, elle est durable - la modification de la situation ne peut s'opérer qu'à long terme. Pour cet ensemble de raisons, cette crise est porteuse de fortes tensions et de risques de conflits internationaux, qui conduisent à se demander : la guerre de l'énergie aura-t-elle lieu ?

C'est à cette question que la Mission parlementaire s'est employée à répondre, pour conclure de façon étayée par la négative : la guerre de l'énergie n'aura pas lieu... à certaines conditions. Il n'existe pas en effet de fatalité énergétique, mais seulement deux camps : ceux qui se résignent et ceux qui croient au volontarisme politique.

En décidant d'engager une réflexion sur la question de l'énergie considérée sous l'angle international, la Mission entend d'abord démontrer le caractère global et durable de cette crise, dont les conséquences sont multiples et graves, sur le plan du climat et de l'environnement - nous en mesurons un peu plus les effets désastreux chaque année - sur le plan économique - nous savons à quel point nos modes de vie sont dépendants de la consommation d'énergie -, sur le plan politique - l'actualité récente a démontré l'utilisation que certains Etats entendent faire de l'arme énergétique.

Il est nécessaire et urgent de prendre conscience que la situation a profondément changé. L'heure de la fin de l'insouciance énergétique a sonné. La crise que nous connaissons marque en effet la fin d'une période d'inconscience généralisée, qui a duré près d'une vingtaine d'années, au cours desquelles la croissance non maîtrisée de la consommation d'énergie a entraîné des désordres climatiques et la dégradation accélérée de notre environnement.

Cette surconsommation énergétique à bas prix est allée de pair avec la mondialisation de l'économie et la libéralisation des échanges, sur lesquelles s'est notamment fondé le décollage économique de puissances émergentes telles que la Chine, l'Inde ou le Brésil.

Nous mesurons aujourd'hui, avec ce qui est devenu une crise de la demande d'énergie, le caractère insoutenable de ce rythme de consommation et d'exploitation des richesses énergétiques. Comme l'a fait observer M. Dominique Maillard, Directeur général de l'énergie et des matières premières au ministère de l'Economie, des Finances et de l'Industrie : « l'humanité exploite intensivement depuis un siècle et demi des matières fossiles qui se sont constituées en 300 millions d'années... cette exploitation peut encore durer 150 ans, il est clair qu'une telle consommation n'est pas « soutenable » à long terme... Un changement sera nécessaire car, en d'autres termes, l'homme aura épuisé en 300 ans ce que la nature aura mis 300 millions d'années à produire ».

Au temps de l'insouciance succède désormais le temps des inquiétudes, qui a conduit la Mission à s'interroger sur la notion de sécurité énergétique internationale et sur la définition et le sens qu'il convient de donner à cet objectif. Que faut-il sécuriser : le niveau des approvisionnements, la garantie d'un accès au marché, la stabilité des prix, les réseaux de transports ? On voit à travers ces conceptions multiples que les pays producteurs n'ont pas les mêmes priorités ni les mêmes intérêts que les pays consommateurs qui, eux-mêmes, ne répondent pas de la même façon selon qu'ils sont riches ou pauvres, entièrement dépendants ou non de l'extérieur sur le plan énergétique.

Si chaque pays conserve sa propre définition de sa sécurité énergétique, il apparaît néanmoins qu'aucune solution n'est viable à long terme si elle ne tient pas compte de l'interdépendance de tous les acteurs. La Mission considère en effet que, dans un monde ouvert où l'interdépendance est un état de fait, la sécurité énergétique ne peut être réalisée à travers la seule recherche de l'indépendance énergétique. Jamais l'Europe, les Etats-Unis ou le Japon ne seront dans cette situation. Il faut donc définir d'autres priorités et s'employer à réduire entre les Etats les risques de conflits, de tensions et d'instabilité liés à l'énergie. Energie et géopolitique sont intimement liées.

Le secteur de l'énergie, en raison de son caractère vital pour les économies, reste toujours marqué par l'exercice de la souveraineté des Etats. A cet égard, il est frappant de constater que les grandes compagnies multinationales, qui incarnent la mondialisation et l'effacement des Etats, ne sont pas, dans le domaine de l'énergie, les véritables maîtres du jeu. La toute puissance revient en fait aux compagnies nationales. Cet aspect, que le rapport a permis de mettre en lumière, vient opportunément rappeler que les questions énergétiques relèvent des relations interétatiques.

De ce double enseignement, d'une part l'interdépendance des intérêts des Etats en matière d'énergie - même si chacun d'eux est confronté à une équation énergétique particulière, comme le montre l'approche géographique du rapport -, d'autre part la nécessité de répondre de façon collective à la menace commune que constitue le changement climatique, la Mission tire la conclusion qu'il est possible de prévenir les risques de conflits et d'empêcher les affrontements.

Cette « paix énergétique » reste à construire. Le plan d'action proposé par la Mission en conclusion de ses travaux doit se comprendre comme un ensemble de mesures à engager simultanément pour parvenir à terme à cet objectif de stabilisation des équilibres politiques sur la question de l'énergie.

***

La Mission a travaillé pendant dix mois, au cours desquels elle a auditionné 23 personnalités. Parmi celles-ci, les plus hauts dirigeants d'entreprises du secteur français de l'énergie ont ainsi été entendus, comme ceux de GDF, EDF, AREVA ou Total. Des chercheurs, ainsi que différents responsables de hautes institutions ou d'instituts de recherche tels que l'Institut français du pétrole (IFP), l'Institut français des relations internationales (IFRI), le Centre de géopolitique et énergie de l'Université Paris-Dauphine, l'Agence internationale de l'Energie (AIE) ou le Laboratoire d'études politiques et cartographiques (LEPAC) sont également intervenus à la demande de la Mission. Leurs analyses et leurs contributions ont été particulièrement précieuses. Les ministères de l'Economie, des Finances et de l'Industrie, et des Affaires étrangères ont également été consultés. En répondant aux nombreuses questions qui leur ont été adressées, ils ont permis aux membres de la Mission parlementaire de disposer de sources d'informations variées, qui ont pu être confrontées et utilisées pour établir le bilan de la situation énergétique dans le monde.

Par ailleurs, 232 personnes ont été interrogées au cours des déplacements à l'étranger que certains des membres de la Mission ont effectués dans 14 pays, ce qui a permis de présenter les termes dans lesquels se pose la question de l'énergie par Etat ou par région. Ces rencontres n'auraient pas été possibles sans l'aide et le concours des membres de nos ambassades. Cette approche géographique, envisagée de façon dynamique, constitue, en effet, une des originalités de ce travail. Elle met en évidence, dans le contexte économique et international propre à chacune des zones étudiées, les aspects politiques que revêt la question de l'énergie envisagée comme un instrument de la politique internationale.

Mais cette étude aurait été incomplète si elle ne s'était pas aussi appuyée sur les recherches menées dans le cadre du master de géopolitique Paris I-ENS.

Que tous ceux qui ont contribué par leurs travaux, leurs interventions ou leurs analyses à la réalisation de ce rapport trouvent ici l'expression de nos sincères remerciements.

CHAPITRE PREMIER

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LA CRISE ÉNERGÉTIQUE :

UNE PRISE DE CONSCIENCE NÉCESSAIRE

I.

La crise de l'énergie :
la nouvelle donne énergétique

Repères

Le monde produit et consomme, chaque jour, environ 84 millions de barils de pétrole provenant, pour l'essentiel, des pays de l'OPEP ⁽²⁾ et de la Russie. Les Etats-Unis absorbent quotidiennement plus du quart de la production mondiale, l'Europe un peu plus de cinquième et la Chine, pourtant troisième consommateur mondial, près de 8 %. Au rythme de consommation actuel, les réserves exploitables ne correspondraient plus qu'à une quarantaine d'années de consommation pour le pétrole, une soixantaine d'années pour le gaz naturel et à environ 230 ans pour le charbon.

Dans ce contexte de plafonnement de production des hydrocarbures à l'horizon 2020-2030, le marché de l'énergie est soumis à de fortes tensions, à l'origine d'une envolée des cours du pétrole que la récente détente des cours ne vient que partiellement corriger.

Dans le même temps, il faut fournir un accès durable aux combustibles aux 2,4 milliards de personnes et à l'électricité aux 1,6 milliard de personnes qui n'y ont actuellement pas accès dans les pays en développement.

Il faut enfin avoir conscience que les émissions mondiales de CO₂ liées à l'utilisation de l'énergie devraient augmenter de 62 % entre 2002 et 2030 si nous ne modifions pas nos comportements.

Qu'il s'agisse des effets du réchauffement climatique, de la flambée des cours sur les marchés pétrolier et gaziers ou des rivalités concernant l'utilisation des ressources énergétiques - dont le conflit entre la Russie et l'Ukraine, en décembre 2005, a constitué un épisode inédit - l'actualité récente ne manque pas d'envoyer des « signaux » révélateurs d'une nouvelle donne énergétique à l'échelle mondiale.

Si les tensions que connaît actuellement le secteur apparaissent comme autant de symptômes d'une nouvelle crise énergétique, cette crise se distingue cependant assez nettement des précédents chocs pétroliers de 1973 et de 1980. La situation du marché met, en effet, en lumière des contraintes structurelles que les États ne peuvent désormais plus ignorer. Au cœur de ces contraintes figurent, d'une part, le plafonnement de la production d'hydrocarbures, lié à l'épuisement progressif des ressources fossiles ; d'autre part, les conséquences graves sur l'environnement du changement climatique lui-même résultant d'un mode de vie de plus en plus consommateur d'énergie.

La perspective d'une raréfaction, à terme, des énergies fossiles vient contrarier une tendance de fond, à savoir la croissance soutenue de la demande mondiale d'énergie que tirent les traditionnels gros consommateurs, comme les États-Unis, mais aussi des pays émergents comme la Chine et, dans une moindre mesure, l'Inde. De ce déséquilibre entre offre contrainte et demande soutenue résulte une envolée des prix du pétrole et du gaz naturel qui constitue un facteur, non seulement d'alourdissement de la facture énergétique des pays consommateurs, mais aussi d'inquiétude à plus long terme. Le marché des hydrocarbures se caractérise, en effet, par une asymétrie fondamentale du fait de la concentration de l'essentiel des réserves dans un nombre limité de pays, principalement au Moyen-Orient. Cette concentration géographique des ressources vient renforcer les préoccupations de sécurité énergétique des Etats consommateurs, soucieux à la fois de garantir leur accès aux marchés et de diversifier leurs sources d'approvisionnement. Enfin, pour répondre à la demande croissante d'énergie directement liée au maintien ou au développement de la croissance économique, se pose la question des investissements nécessaires visant à entretenir ou remplacer les infrastructures existantes mais aussi à encourager l'innovation en vue, notamment, de favoriser l'utilisation de nouvelles formes d'énergie.

Car, à ces préoccupations d'ordre économique s'ajoute aujourd'hui une prise de conscience plus aiguë des impacts environnementaux du réchauffement climatique ainsi que de la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre pour les atténuer. Les effets du réchauffement de la planète commencent à se faire sentir, menaçant à terme les économies et les écosystèmes de toutes les régions du monde. Ils nous conduisent à nous interroger à la fois sur nos modes de consommation et de production qui, de surcroît, accentuent les inégalités existantes. Ainsi, le continent africain, faible émetteur de gaz à effet de serre, supporte une part disproportionnée des coûts associés aux dérèglements du climat.

Ces évolutions correspondent à des tendances de fond qui viennent radicalement changer la donne énergétique, de manière durable. La période actuelle apparaît donc comme une période de transition critique où les plus grandes incertitudes dominent et dont il importe de chercher à cerner les implications sur la scène énergétique mondiale.

A - Le temps des contraintes

1) Une situation explosive

Le marché international de l'énergie se caractérise aujourd'hui par de fortes tensions entre l'offre et la demande de pétrole et de gaz naturel, dans un contexte de plafonnement de la production d'hydrocarbures à l'horizon 2020-2030. Le monde produit et consomme, chaque jour, environ 84 millions de barils de pétrole (Mb), provenant, pour l'essentiel des pays de l'OPEP et de la Russie. Les États-unis absorbent quotidiennement plus du quart (environ 21 Mb/j) de cette production mondiale, l'Europe un peu moins d'un cinquième (15,6 Mb/j soit 19 %) et la Chine, pourtant troisième pays consommateur, 8 % avec environ 7 Mb/j.

Au niveau de l'offre, les capacités de production apparaissent tout juste suffisantes pour satisfaire la demande mondiale, notamment en pétrole. En 2005, malgré l'augmentation de la production en Algérie et en Arabie Saoudite, les capacités réellement disponibles sont restées trop faibles pour permettre une détente des cours. L'année a été marquée par des inquiétudes liées à la fermeture de raffineries et à l'arrêt de production dans le Golfe du Mexique, à la suite du passage du cyclone Katrina ⁽³⁾. De telles inquiétudes ont récemment resurgi après l'annonce, par la compagnie British Petroleum (BP), de la fermeture du plus important champ pétrolifère des Etats-Unis en Alaska ⁽⁴⁾. Autre facteur d'incertitude, les risques géopolitiques, comme l'a illustré le saut de 7 dollars du prix du baril au moment de l'offensive israélienne au Liban. Or, les risques de cette nature sont aujourd'hui nombreux dans des zones de production importante comme l'Irak, l'Iran ou le Nigeria.

Ces événements ainsi que l'existence de risques géopolitiques ne doivent pas masquer des réalités différentes selon les régions du monde : la production augmente en Russie, par exemple, tandis que certains pays comme le Kazakhstan, l'Azerbaïdjan et le Turkménistan ont un potentiel appelé à se développer au cours des prochaines années. Malgré tout les grands équilibres du pétrole n'en restent pas moins fondamentalement déterminés par l'évolution de la production des pays de l'OPEP.

Quant au marché du gaz naturel, il connaît également des tensions au niveau de l'offre disponible en raison du déclin des champs britanniques de mer du Nord, en Europe, mais aussi d'événements climatiques comme les ouragans dans le Golfe du Mexique qui ont occasionné d'importantes pertes de production aux Etats-Unis.

Au-delà de ces évolutions récentes, la tendance de fond est à la raréfaction progressive des ressources fossiles sur lesquelles reposent nos modes de production et de consommation énergétiques. Bien que des incertitudes demeurent sur les chiffres exacts, « on estime qu'au rythme de consommation actuel, les réserves exploitables ne correspondraient plus qu'à une quarantaine d'années de consommation pour le pétrole, à une soixantaine d'années pour le gaz naturel et à environ 230 ans pour le charbon » ⁽⁵⁾. Ces perspectives mettent en lumière l'existence de contraintes structurelles sur l'offre énergétique qui ne peuvent qu'avoir une incidence durable sur le fonctionnement du marché international de l'énergie et, indirectement, sur les stratégies que les Etats mettent en place pour garantir leurs approvisionnements.

Du côté de la demande, « le monde d'aujourd'hui consomme 70 % d'énergie de plus que celui d'il y a 30 ans » ⁽⁶⁾. La demande mondiale d'énergie croit à un rythme soutenu ; en 2004, elle a enregistré une hausse de 4,3 %, soit la plus forte augmentation en pourcentage jamais enregistrée en deux décennies. Une fois encore, ce rythme de croissance, en apparence linéaire, ne doit pas dissimuler une très grande inégalité de la consommation énergétique au niveau mondial.

Lors de son audition, M. Claude Mandil, directeur exécutif de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), rappelait que « 25 % de l'humanité n'a pas accès à l'électricité, soit 1,6 milliard de personnes vivant en Afrique sub-saharienne et dans le sous-continent indien ». D'après le Programme des Nations unies pour le développement (PNUD) ⁽⁷⁾, alors que la consommation d'électricité par habitant s'élevait à 1 155 kilowatts/heure (kWh) pour les pays en développement en 2002 (contre 388 kWh en 1980), elle atteignait 8 615 kWh dans les pays de l'OCDE (contre 5 761 kWh en 1980). Si ces chiffres témoignent d'une réduction de l'écart entre ces pays depuis 1980, la consommation d'électricité dans les pays de l'OCDE n'en reste pas moins 7 fois supérieure à celle des pays en développement.

S'agissant du pétrole, M. Yves Cochet, député, a précisé à votre Rapporteur que « là où les Etats-Unis consomment 25 barils par personne et par an et les Européens 12, les Chinois en consomment 2 et les Indiens un ». Toutes énergies confondues, un habitant d'un pays de l'OCDE consomme 4,6 tonnes équivalent pétrole (tep) par an, soit près de 5 fois plus de produits énergétiques qu'un habitant d'un pays en développement (0,8 tep par an) ⁽⁸⁾.

A plus long terme, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) estime que la demande mondiale d'énergie devrait augmenter d'environ 60 % d'ici 2030, les deux tiers de cette progression provenant des pays émergents. M. Claude Mandil a précisé que cette demande passerait donc de 10 à 16 milliards de tonnes équivalent pétrole (tep) en 2030, avec un maintien de la prépondérance des énergies fossiles (85 % de la consommation) : le pétrole resterait dominant, la part du charbon diminuerait pour passer derrière le gaz à partir de 2020 tandis que les émissions de gaz carbonique augmenteraient de 60 %.

Avec une demande structurellement supérieure à l'offre, la situation est aujourd'hui radicalement différente de celle qui a prévalu lors des chocs pétroliers des deux dernières décennies. Dans ce contexte nouveau de crise durable, le moindre incident sur les capacités de production ou d'acheminement des produits énergétiques se répercute brutalement sur le niveau des prix.

2) La fin de l'énergie à bon marché

Tel semble être le constat que chacun s'accorde à dresser, depuis trois ans, face à la flambée des cours de l'or noir mais aussi de l'« or bleu », le gaz naturel.

En 2005, les cours du brut et du gaz ont battu des records historiques : avec une moyenne d'environ 55 dollars, les cours du pétrole ont bondi de près de 50 % par rapport à l'année précédente, évolution qu'ont également connue les cours gaziers. Différents événements sont à l'origine de cette augmentation dont le caractère spectaculaire révèle, mieux que toute forme de projection, le déséquilibre structurel entre l'offre et la demande d'énergie. S'agissant du pétrole, le passage du cyclone Katrina a entraîné, entre autres conséquences dramatiques, la réduction d'un dixième des capacités de raffinage des Etats-Unis et de 79 % de la production pétrolière du Golfe du Mexique ⁽⁹⁾. Cette rupture physique a été palliée par un recours aux stocks stratégiques américains, puis à ceux de l'AIE. Un tel recours ne s'était produit qu'une seule fois depuis 1974, date de création de l'Agence, lors de la Guerre du Golfe, en janvier 1991. La volatilité des prix du pétrole ne s'est pas démentie au cours du premier semestre 2006 : après l'annonce de la fermeture du champ pétrolifère de Prudhoe Bay, le prix du baril de pétrole a, en effet, atteint un « nouveau » record historique de 78,64 dollars. Si une détente des cours est aujourd'hui perceptible, il n'en reste pas moins qu'entre mars 1999 et avril 2005, le prix du brut a quintuplé ⁽¹⁰⁾.

Le graphique ci-après illustre l'évolution du cours du pétrole brut de janvier 2003 à septembre 2006.

Source : ministère de l'Economie, des Finances et de l'Industrie,
Direction générale de l'énergie et des matières premières.

Les cours du gaz n'ont pas échappé à cette flambée des prix en raison du lien qui existe entre prix gazier et pétrolier mais aussi d'événements extérieurs. A cet égard, l'événement le plus marquant a certainement été le conflit entre la Russie et l'Ukraine sur les tarifs du gaz. En décembre 2005, la Russie a exigé - et obtenu - une augmentation du prix du gaz, vendu à l'Ukraine, de 50 à 230 dollars les 1 000 m³, soit un prix de vente équivalent à celui appliqué aux pays européens. Ce conflit s'est traduit, pendant quelques jours, par une interruption des livraisons de gaz à l'Ukraine et une chute de celles destinées à l'Europe, qui a eu un impact important sur l'évolution des prix.

Si ces événements ont des conséquences inéluctables sur le niveau du prix des transactions physiques, certains comportements spécifiques aux marchés financiers (effets des prises de bénéfices notamment) contribuent également à amplifier les mouvements des prix. A cet égard, les marchés à terme ont un impact sur l'augmentation du prix long terme du pétrole en intégrant la hausse des coûts d'exploration et de production ainsi que la difficulté à remplacer les réserves. Enfin, le niveau des prix ne résulte sans doute pas des seules anticipations relatives aux ajustements entre l'offre et la demande mais de comportements spéculatifs dont l'ampleur reste toutefois difficile à mesurer précisément.

Au niveau européen, la Commission ⁽¹¹⁾ constate que les prix du pétrole et du gaz ont presque doublé dans l'Union européenne au cours des deux dernières années, entraînant avec eux les prix de l'électricité. Compte tenu de l'augmentation de la demande mondiale de combustibles fossiles, de la longueur des chaînes d'approvisionnement et de la dépendance croissante envers les importations, la Commission européenne considère que les prix du pétrole et du gaz devraient se maintenir à des niveaux élevés.

La crise énergétique actuelle se caractérise donc par une hausse continue des cours, tendance qui paraît appelée à se poursuivre de manière durable, au cours des prochaines années. Pourtant, de manière assez paradoxale, l'économie mondiale a paru, jusqu'à présent, relativement peu affectée, voire « immunisée » contre cette flambée des cours. En cela, la crise actuelle se distingue des précédents chocs pétroliers durant lesquels la hausse des prix avait provoqué une contraction de la demande globale de pétrole. En 2005, le niveau des prix en termes réels est, en effet, resté inférieur à celui atteint en 1980 tandis que « la hausse des prix entre 2003 et 2005 (113 %) n'a pas égalé celles observées au cours des crises précédentes (environ 205 % en 1974 et 180 % en 1979-1980) » ⁽¹²⁾. Cet écart a pu être interprété comme la manifestation d'un transfert des économies des pays occidentaux, qui ont connu des changements structurels à la suite des deux chocs, aux économies des pays émergents comme l'Inde et la Chine. En réalité, cette tendance semble aujourd'hui s'infléchir, la réduction des revenus réels dans la zone OCDE et le freinage de la demande qui en résulte s'approchant des ordres de grandeur observés lors des chocs de 1973 et 1979 ⁽¹³⁾.

Toutefois, ces comparaisons ne rendent pas compte de la situation de certains pays en développement, notamment sur le continent africain. D'après M. Jamal Saghir, Directeur du département « Energie et eau » de la Banque mondiale ⁽¹⁴⁾, l'augmentation de la facture pétrolière depuis 2004 a été particulièrement sévère pour les pays importateurs d'Afrique sub-saharienne, avec un impact sur les termes de l'échange d'environ - 1,2 % du PIB en 2004-2005. Au total, la hausse de 72 % des prix du pétrole de 2003 à mi-2005 a représenté, pour les pays africains importateurs nets de pétrole, une perte cumulée d'environ 3,5 % du PIB. Elle est à l'origine d'un accroissement du nombre de personnes en situation de pauvreté d'environ 4 à 6 %.

En réalité, c'est l'économie mondiale dans son ensemble qui est désormais plus vulnérable face à des prix de l'énergie élevés et volatiles. Si l'on ajoute les menaces que fait peser sur les équilibres écologiques, l'augmentation des émissions de gaz à effet de serre (cf. ci-après), la crise actuelle fait clairement apparaître un risque d'insoutenabilité des évolutions en cours. D'ores et déjà, de fortes tensions se manifestent entre les Etats dont l'interdépendance énergétique ne cesse de s'accentuer.

3) L'interdépendance énergétique croissante entre les Etats

Dans le contexte actuel de ressources rares et de consommation soutenue, l'accès aux produits énergétiques prend une dimension stratégique essentielle dans la politique des Etats.

Pour les Etats consommateurs, tout d'abord, dont la dépendance énergétique est en hausse. Les Etats-Unis importent aujourd'hui plus de 65 % de leur consommation de pétrole, dont environ 40,7 % des pays de l'OPEP. La dépendance américaine en matière d'importations de gaz ne cesse également de croître avec une hausse de 450 % en 2005 par rapport au niveau d'importations de 1986 ⁽¹⁵⁾. Pour sa part, l'Union européenne voit sa dépendance énergétique progresser, passant de 52,4 % en 2003 à 53,8 % en 2004 avec un taux élevé pour les pays les plus gros consommateurs (Allemagne : 64,6 %, Italie : 87,7 %, Espagne : 81 %, France : 54,3 %) ⁽¹⁶⁾. Pour le gaz naturel uniquement, la dépendance énergétique de l'Union a atteint 58 % en 2005, en augmentation de 6,2 % par rapport à l'année précédente.

Pour les Etats producteurs, ensuite, dont les revenus pétroliers et gaziers sont en nette augmentation grâce à l'envolée des cours. A titre d'exemple, les exportations russes alimentent un solde courant en hausse de plus de 40 % en 2005 (86 milliards de dollars, soit 11 % du PIB). Quant au Venezuela, l'activité pétrolière assure plus de la moitié des recettes de l'Etat et environ 85 % des exportations, rendant le pays extrêmement dépendant vis-à-vis du pétrole. A une plus large échelle, l'OPEP, avec 77 % des réserves d'hydrocarbures et 40 % de la production mondiale, se trouve dans une situation de quasi-monopole sur le marché de l'énergie, jouant un rôle déterminant dans la fixation des prix au niveau mondial. Cette manne financière ne rend paradoxalement pas les pays fournisseurs plus indépendants sur un marché où ils doivent veiller à s'assurer de débouchés sur le long terme et ont intérêt à entretenir des relations durables avec les pays clients.

La rareté des ressources fossiles, leur concentration dans un nombre limité de pays et la perspective de la manne financière alimentent des logiques contradictoires et potentiellement conflictuelles. Malgré leurs efforts de diversification des sources d'approvisionnements et de développement de l'innovation technologique, les Etats consommateurs restent très dépendants de l'extérieur et, donc, vulnérables. Quant aux Etats producteurs, la tentation est grande de recourir à l'« arme » énergétique comme l'a illustré la crise russo-ukrainienne ou, en tout cas, de reprendre en main le contrôle des ressources et de la production, comme au Venezuela ou en Bolivie. Les Etats durcissent donc leurs positions sur les questions énergétiques dont l'enjeu stratégique prend une dimension nouvelle.

Toutefois, en dépit d'antagonismes latents ou clairement déclarés, les relations entre Etats sont marquées par une interdépendance croissante : si les Etats consommateurs ont effectivement besoin de garantir leurs approvisionnements, les Etats producteurs sont, dans le même temps, tributaires des revenus que leur assurent les ventes de pétrole et de gaz. A plus ou moins long terme, certains intérêts sont partagés, en particulier en matière d'investissements.

En 2003, l'Agence internationale de l'énergie estimait, en effet, à 16 000 milliards de dollars, le montant de investissements nécessaires dans le domaine de l'énergie d'ici 2030 avec environ 10 000 milliards pour l'électricité, 3 100 milliards pour le pétrole et autant pour le gaz naturel ⁽¹⁷⁾. Compte tenu de ses besoins, la Chine - dont la consommation a augmenté de 16 % par an au cours des quatre dernières années, contre 3 % en moyenne - devra, à elle seule, investir 2 400 milliards de dollars (15 %) entre 2003 et 2030, dans le secteur de l'énergie. Depuis, l'AIE a revu ses projections à la hausse et considère qu'un investissement de plus de 20 000 milliards de dollars est désormais nécessaire à l'horizon 2005-2030 ⁽¹⁸⁾.

Les enjeux sont donc colossaux non seulement pour satisfaire une demande croissante, notamment des pays émergents, mais aussi pour garantir l'accès du plus grand nombre à l'énergie. Or, le secteur pétrolier a pâti ces dernières années d'un sous-investissement résultant du faible niveau du prix du baril - aux alentours de 10 dollars - dont on mesure aujourd'hui les conséquences en termes de niveau de production ou de coûts d'exploitation. Cependant, dans le contexte actuel de prix élevés, les compagnies nationales des pays producteurs comme les compagnies privées n'ont paradoxalement pas un intérêt immédiat à investir dans les moyens de production dans la mesure où cela aurait mécaniquement pour effet de baisser les prix (on observe d'ailleurs une détente des cours depuis l'annonce, par la compagnie Chevron, de la découverte d'importantes réserves dans le golfe du Mexique). En réalité, les besoins les plus importants s'expriment dans le domaine de l'électricité dont un quart de l'humanité est privée. Or, « au rythme actuel d'électrification, il faudrait plus de 40 ans pour électrifier l'Asie du Sud et près de deux fois plus pour l'Afrique sub-saharienne » ⁽¹⁹⁾. Si l'on ajoute à ces besoins l'urgente nécessité de développer les procédés sobres en carbone, on mesure l'ampleur des investissements à réaliser dans le domaine de l'énergie. Qu'il s'agisse de la recherche, des activités d'extraction, de la réalisation d'équipements ou du développement de technologies nouvelles, les sommes en jeu sont considérables et supposent des engagements à long terme dans un contexte politique et économique stable. L'accès à l'énergie devient de plus en plus coûteux, spécialement pour les pays les plus pauvres. Les disparités qui demeurent très grandes entre les différentes régions du monde risquent d'être aggravées à terme par le caractère durable de la crise énergétique actuelle. Il n'est donc pas possible de concevoir une aide au développement efficace sans prendre en compte cette composante essentielle que constitue le coût de l'énergie pour ces pays.

B - Le temps de l'inquiétude

La question de l'énergie apparaît aujourd'hui indissociable de celle du changement climatique. Notre planète se dégrade, victime des émissions de CO₂ directement liées à l'utilisation croissante de l'énergie.

Comme l'ont souligné nos collègues sénateurs de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST), MM. Pierre Laffitte et Claude Saunier ⁽²⁰⁾, le changement climatique, « phénomène majeur, d'ampleur historique, que les scientifiques mesurent avec plus d'acuité depuis le milieu des années 1980, est d'origine fortement anthropique ; il est une des conséquences directes de nos modes d'utilisation des ressources énergétiques ». De fait, les gaz à effet de serre, issus de la combustion des énergies fossiles, représentent environ les trois-quarts des émissions d'origine anthropique.

1) La planète malade du CO₂

La réalité du changement climatique a été démontrée grâce aux travaux du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC), mis en place par l'Organisation des Nations unies en 1988. Ces travaux ont permis de dresser le constat suivant ⁽²¹⁾ :

_ les concentrations de dioxyde de carbone (CO₂) dans l'atmosphère ont atteint des niveaux jamais vus depuis 420 000 ans et évoluent, depuis deux siècles, à une vitesse jamais enregistrée depuis 20 000 ans ;

_ la vitesse du phénomène observé (plus d'un demi degré en un siècle) et attendu est cent fois plus élevée que les variations naturelles du climat terrestre ;

_ le CO₂ fossile émis influencera de manière déterminante les concentrations de CO₂ de l'atmosphère, devant toute autre source, durant le XXIème siècle.

L'augmentation des émissions de gaz à effet de serre est à l'origine d'une élévation de la température de la surface de la terre qui devrait se poursuivre pour se situer, en 2100, entre 1,4 et 5,8°C, de plus que les niveaux de 1990. Une telle projection s'explique par l'inertie du phénomène. Comme l'ont indiqué nos collègues de la Mission d'information sur l'effet de serre ⁽²²⁾, « les gaz à effet de serre émis aujourd'hui resteront stockés dans l'atmosphère et continueront de produire leurs effets ». Autrement dit, même si des mesures de réduction des émissions sont prises, les changements climatiques se poursuivront encore longtemps car le climat s'adaptera à l'émission accrue des décennies passées.

Si le phénomène est global, les différentes régions du monde sont inégalement responsables des émissions de gaz à effet de serre, comme l'illustre le tableau ci-après :

ÉMISSIONS MONDIALES DE CO2 DUES À L'ÉNERGIE
En MtC (1)	1990	2002	2003	%	Ecart (%) 2002-2003	Ecart (%) 1990-2003
Amérique du Nord	1 581	1 790	1 815	26,6	+ 1,4	+ 19,6
Canada	117	145	151	2,2	+ 4,1	+ 28,6
Italie	1 320	1 545	1 562	22,9	+ 1,1	+ 18,3
Italie	80	100	102	1,5	+ 2,3	+ 27,7
Amérique latine	164	231	232	3,4	+ 0,4	+ 41,2
Europe	2 095	1 764	1 816	26,6	+ 2,9	- 13,3
UE à 25	1 045	1 028	1 059	15,5	+ 3,1	+ 1,4
Dont :
Ex UE à 15	851	879	905	13,3	+ 3,0	+ 6,3
Italie	264	229	233	3,4	+ 1,6	- 11,6
Italie	56	83	85	1,3	+ 3,5	+ 51,5
Italie	97	104	106	1,6	+ 2,4	+ 9,6
Italie	109	119	124	1,8	+ 4,3	+ 13,3
Pays Bas	43	49	50	0,7	+ 3,0	+ 17,0
Pologne	95	77	80	1,2	+ 4,3	- 16,1
Royaume Uni	153	144	147	2,2	+ 2,3	- 3,6
Hors UE à 25	1 050	736	757	11,1	+ 2,7	- 28,0
Dont : Russie	552	410	416	6,1	+ 1,6	- 24,5
Afrique	149	198	208	3,1	+ 5,0	+ 39,4
Moyen Orient	164	292	302	4,4	+ 3,5	+ 84,1
Extrême Orient	1 311	1 945	2 114	31,0	+ 8,7	+ 61,3
Dont :
Chine	624	885	1 025	15,0	+ 15,9	+ 64,3
Corée du Sud	62	120	122	1,8	+ 2,1	+ 98,2
Inde	163	278	286	4,2	+ 2,9	+ 75,6
Japon	276	323	328	4,8	+ 1,3	+ 18,6
Océanie	77	103	104	1,5	+ 0,4	+ 34,8
Dont : Australie	71	95	95	1,4	+ 0,1	+ 33,7
Monde (y compris soutes)	5 655	6 544	6 814	100,0	+ 4,1	+ 20,5
(1) MtC : million de tonnes de carbone (données non corrigées du climat).
Source : Observatoire de l'énergie d'après l'AIE - « Energies et matières premières », DGEMP, ministère de l'Economie, des Finances et de l'Industrie - novembre 2005.

Ce tableau montre que les émissions mondiales de CO₂ dues à l'énergie ont atteint 6,8 millions de tonnes de carbone (MtC), soit un bond de 20,5 % depuis 1990. La responsabilité de cette augmentation revient, à hauteur des deux tiers, à trois pays : la Chine, les Etats-Unis et l'Inde. Comparées à 2002, les émissions mondiales gagnent 4,1 % en 2003. A elle seule, la Chine y contribue pour plus de la moitié, dépassant la barre d'un milliard de tonnes de carbone, soit une envolée d'environ 16 %.

Il paraît désormais acquis que la hausse des températures, résultant de l'augmentation des émissions de gaz à effet de serre, sera à l'origine d'un accroissement de la fréquence et de la gravité des événements météorologiques, comme les vagues de chaleur et les pluies abondantes. Elle pourrait provoquer des effets à grande échelle comme des modifications des flux des océans et la fonte de grandes calottes glaciaires ⁽²³⁾. Le GIEC estime que les effets combinés de la fonte des glaces et de la dilatation de l'eau de mer, due au réchauffement des océans, pourraient conduire à une augmentation du niveau de la mer, d'une amplitude comprise entre 0,1 et 0,9 mètre, entre 1990 et 2100. Au Bangladesh seul, une montée du niveau de la mer de 0,5 mètre exposerait près de 6 millions de personnes au risque d'inondation ⁽²⁴⁾.

Comme l'atteste ce dernier exemple, ces risques environnementaux globaux, s'ils menacent toutes les régions du monde, affecteront plus gravement certaines zones, créant ainsi de nouvelles formes d'inégalités. La Banque mondiale estime que les pays en développement sont les plus vulnérables aux dérèglements du climat en raison des risques de baisse de la productivité agricole et d'augmentation de l'incidence du paludisme et d'autres maladies à transmission vectorielle dans les régions tropicales et subtropicales, ou de diminution de la quantité, comme de la qualité, des ressources en eau, dans les régions arides et semi-arides ⁽²⁵⁾. Plus généralement, le fonctionnement des écosystèmes et leur biodiversité sont menacés par le réchauffement du climat. Pour sa part, le Programme des Nations unies pour l'environnement (PNUE) met l'accent sur la très grande vulnérabilité des Petits Etats insulaires en développement (PIED) qui sont les premiers à subir les effets des changements climatiques et de stratégies de développement inappropriées : une analyse de 47 petits Etats mettant en œuvre l'index de vulnérabilité environnementale (IVE) classe 34 d'entre eux dans les catégories « très vulnérables » ou « extrêmement vulnérables » ⁽²⁶⁾.

2) Des effets climatiques désastreux

Dans son annuaire GEO 2006, le Programme des Nations unies pour l'environnement (PNUE) considère que « les preuves physiques du changement climatique sont de plus en plus nombreuses ». D'après l'Institut océanographique et météorologique national américain, l'année 2005 a été l'une des plus chaudes jamais enregistrées. De fortes chutes de pluies et des crues ont frappé à de multiples reprises la Chine, l'Inde et l'Europe orientale. Il s'est, par ailleurs, formé un nombre record de tempêtes et d'ouragans lors de la saison cyclonique dans l'Atlantique Nord. Des vagues de chaleur et de graves inondations ont également frappé de nombreuses régions du globe.

L'encadré ci-après retrace les événements climatiques extrêmes qui ont marqué l'année 2005.

2005 : UNE ANNÉE D'ÉVÉNEMENTS CLIMATIQUES EXTRÊMES

Janvier

Sécheresse dans l'est et le sud de l'Afrique et dans les Montagnes Rocheuses en Amérique du Nord. L'Indonésie et le Sri Lanka souffrent d'inondations. De fortes pluies et des inondations touchent le Costa Rica, le Panama et la Guyane et mettent en péril 200 000 personnes. L'Algérie subit sa plus forte chute de neige depuis 50 ans.

Février

Suite à de fortes chutes de neige, les avalanches font plus de 200 morts au Cachemire. La neige pose également des difficultés au Tadjikistan, en Iran et dans de nombreux pays d'Europe, notamment dans les Balkans : les températures sont très basses, atteignant des valeurs record.

Mars

Une sécheresse persistante déclenche l'état d'urgence dans le sud du Brésil. L'Erythrée subit des pénuries alimentaires. Des inondations touchent l'Algérie, le Pakistan, l'Afghanistan, Madagascar et l'Angola ; elles font des centaines de morts et de blessés et des milliers de déplacés.

Avril

Une sécheresse persistante sévit dans l'est de l'Afrique, touchant le Kenya, l'Ethiopie et la Somalie. Neuf millions de personnes sont touchées en Thaïlande par les sécheresses et les pénuries d'eau.

Mai

Vingt-cinq mille personnes déplacées au Kenya et plusieurs douzaines de morts en Ethiopie suite à des inondations.

Juin

La vague de chaleur persistante en Asie méridionale cause la mort de 400 personnes. Des millions de personnes sont touchées par les plus graves inondations jamais enregistrées en Chine en 200 ans. Les orages en Afghanistan, les chutes de pluie en Inde et les coulées de boue et inondations au Guatemala, au Salvador et au Honduras font plusieurs centaines de morts.

Juillet

Les pluies de mousson déclenchent de graves inondations à Mumbai, en Inde. Elles laissent 1 500 morts et battent un record vieux de 95 ans : celui des plus fortes pluies tombées en 24 heures. Des vagues de chaleur sont enregistrées aux Etats-Unis, en Europe et en Afrique du Nord.

Août

L'ouragan Katrina frappe la Louisiane et le Mississippi, c'est l'une des plus graves catastrophes naturelles de l'histoire des États-Unis. Le typhon Matsa déplace plus d'un million de personnes à Zhejiang, en Chine. Des sécheresses touchent la côte nord-ouest du Pacifique, le Royaume-Uni, la France et l'Espagne, aggravant également les feux de forêts au Portugal.

Septembre

L'ouragan Rita cause de graves dégâts au Texas et en Louisiane aux Etats-Unis.

Octobre

L'ouragan Stan fait 2 000 morts au Guatemala, tandis que l'ouragan Wilma dévaste le Yucatan (Mexique) avant de frapper la Floride. Avec les cinq tempêtes - Alpha à Epsilon - 2005 bat tous les records de la saison cyclonique dans l'Atlantique. Le nord de la Chine souffre de graves inondations qui entraînent le déplacement de 350 000 personnes. L'ouragan Vince est le premier à avoir jamais approché l'Europe, déclenchant des glissements de terrain en Espagne.

Novembre

Une tempête tropicale frappe pour la première fois les Iles Canaries : la tempête Delta.

Décembre

Le 31 décembre, 27 tempêtes tropicales (six de plus que le précédent record de 1933) et 14 ouragans battent le record de 1969 (12 ouragans).

Sources : WMO 2005, NOAA-NCDC 2005b, UN News Center 2005, BBC 2005a, BBC 2005b, BBC 2005c, Weather.com 2006.

Au-delà de ces événements, nos collègues de la Mission d'information sur l'effet de serre ⁽²⁷⁾ ont mis l'accent sur différents effets globaux du dérèglement climatique, d'ores et déjà mesurables, tels que le recul des glaces terrestres et marines, l'élévation du niveau de la mer de 10 à 25 centimètres depuis un siècle, les perturbations des courants marins - avec notamment une diminution de 30 % du débit du Gulf Stream -, l'évolution du régime des précipitations ou, encore, la dégradation de la biodiversité.

Chacun s'accorde à reconnaître l'inégalité des populations devant le risque climatique. Parce qu'ils manquent des infrastructures et des ressources nécessaires, les pays en voie de développement sont les plus exposés aux risques environnementaux qui découlent des dérèglements du climat. Alors même que ces pays ne sont que de très faibles émetteurs de gaz à effet de serre ! A titre d'exemple, un habitant du continent africain ne contribue qu'à l'émission de 0,24 tonne de carbone (t C) contre 5,37 t C pour un Américain et 2,09 t C pour un Européen ⁽²⁸⁾. L'écart de développement et l'accès limité à l'énergie expliquent largement cette différence. Or, dans le même temps, le continent africain supporte une part disproportionnée des coûts associés aux changements climatiques.

Au coût des dégâts matériels liés aux catastrophes naturelles s'ajoutent de fortes tensions sur des marchés qui deviennent plus volatiles. Ainsi, la puissance de l'ouragan Katrina a été telle que les marchés s'en sont immédiatement fait l'écho avec un prix du pétrole qui a grimpé à plus de 70 dollars le baril, un record pour l'année 2005.

En définitive, les effets du changement climatique viennent radicalement changer la donne énergétique par rapport à la situation qui a prévalu dans les décennies 1970 et 1980 : il ne s'agit plus de consommer moins pour alléger la facture énergétique mais de consommer autrement pour préserver les grands équilibres écologiques de notre planète. Le chemin a été long pour parvenir à une véritable prise de conscience de ces menaces. Mais désormais le temps presse et il faut trouver et mettre en place des solutions nouvelles permettant de concilier développement économique et respect de l'environnement.

3) La nécessité d'un traitement de choc

Le Protocole de Kyoto entré en vigueur en 2005 repose sur un objectif global de réduction des émissions de gaz à effet de serre de - 5,2 % sur la période 2008-2012 par rapport au niveau atteint en 1990. Pour remplir cet objectif global, les pays industrialisés signataires, dits « de l'annexe 1», se sont engagés sur des objectifs propres de diminution (- 8 % pour l'Union européenne, - 6 % pour le Japon, etc.) ou de stabilisation (Russie, Ukraine, etc.) des émissions de gaz à effet de serre. Au niveau de l'Union européenne, cet engagement s'est traduit par une répartition de la charge de cet objectif entre les Etats membres allant de - 28 % pour le Luxembourg à + 27 % pour le Portugal et un objectif de stabilisation pour la France.

Ce protocole constitue un premier pas mais il souffre de la défection américaine - les Etats-Unis sont, avec 20,69 % des émissions, le premier émetteur mondial de CO₂ - et de l'absence de participation des pays en développement.

Le Protocole de Kyoto prévoit des objectifs à atteindre d'ici 2012 mais les divergences apparues entre les pays quant à la stratégie mise en place par le Protocole incitent à se préoccuper, dès à présent, de l'« après-Kyoto ».

L'urgence de la lutte contre les changements climatiques suppose que les émissions de gaz à effet de serre soient ramenées à la moitié de leur niveau de 1990, ce qui représente une division par quatre des émissions des pays développés. Cet objectif milite en faveur d'un cadre commun d'action, dans le prolongement immédiat du Protocole de Kyoto, où seraient présents les Etats-Unis et les pays en développement.

Soucieux de ne pas compromettre leur développement économique et en raison des responsabilités historiques des pays industrialisés en la matière, les pays en voie de développement sont restés en dehors du mécanisme d'encadrement par quotas d'émissions de dioxyde de carbone.

Si ces préoccupations sont légitimes, la contribution de ces pays aux émissions mondiales de CO₂ n'en reste pas moins réelle et milite en faveur de leur participation - selon des modalités naturellement adaptées à leur situation - aux engagements de réduction des gaz à effet de serre. Cela est particulièrement vrai pour les pays émergents comme la Chine et l'Inde qui, s'ils ont actuellement de faibles niveaux d'émissions comparés à ceux des pays développés, devraient connaître de fortes hausses au cours des prochaines années : « selon les projections de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), les émissions de CO₂ mondiales liées à l'utilisation de l'énergie devraient augmenter de 62 % entre 2002 et 2030 ; un quart de cette augmentation sera due à la Chine » ⁽²⁹⁾.

Les Etats-Unis qui n'ont pas voulu ratifier le Protocole, en raison des coûts qui y sont associés ⁽³⁰⁾ et de l'absence de participation des pays en développement à ses mécanismes contraignants, privilégient une approche technologique ainsi que la recherche, notamment dans le domaine de la séquestration géologique du CO₂. Les autorités américaines prennent, par ailleurs, l'initiative d'un partenariat Asie-Pacifique, réunissant l'Australie, la Chine, le Japon, la Corée et l'Inde, qui, à la différence du Protocole de Kyoto, ne fixe aucun objectif contraignant de réduction des émissions de CO_2.

Cette divergence de vues est d'autant plus déplorable qu'à terme, les efforts de diminution des émissions de CO₂, d'une part, et de développement de solutions technologiques, d'autre part, ne peuvent manquer d'être complémentaires. Un récent rapport sur l'économie du changement climatique, élaboré par M. Nicholas Stern, ancien économiste en chef de la Banque mondiale, met, en outre l'accent sur les risques de récession économique liés à l'absence de politique rigoureuse de lutte contre le réchauffement climatique : le « laisser faire » pourrait coûter 5 % du PIB mondial chaque année, sans même évoquer les dommages collatéraux qui pourraient porter ce coût à 20 % du PIB mondial.

En définitive, le secteur de l'énergie est aujourd'hui confronté à de multiples contraintes lourdes qui, conjuguées, confèrent à la crise actuelle un caractère durable : des prix du pétrole et du gaz appelés à se maintenir à des niveaux élevés et dont la volatilité fragilise l'économie mondiale ; une très grande inégalité d'accès à l'énergie ; les effets du changement climatique sur l'environnement ; et, enfin, une interdépendance énergétique croissante entre les pays.

Ces tendances et les projections qui s'y rattachent font ressortir un risque sérieux d'insoutenabilité de ces évolutions. Elles participent d'un scénario que M. Claude Mandil, directeur exécutif de l'AIE qualifie d'« inacceptable » pour trois raisons principales : en premier lieu, la concentration des ressources fossiles dans un nombre limité de pays compromet la sécurité des approvisionnements ainsi que la stabilité des prix ; en second lieu, la lutte contre le réchauffement de la planète ne peut aboutir qu'à travers un effort conjoint de réduction et non de simple stabilisation des émissions de gaz carbonique ; enfin, les tendances actuelles ne peuvent conduire qu'à perpétuer la pauvreté énergétique, qui se manifeste par une très forte inégalité d'accès à l'énergie entre les différentes régions du monde.

Ces tendances constituent autant de contraintes structurelles qui placent l'équation « énergie-climat » au cœur des préoccupations actuelles et des nouvelles stratégies qu'il convient aujourd'hui de définir.

Cette nouvelle donne mondiale - marchés énergétiques tendus, manque d'investissements, risques environnementaux et économiques liés au réchauffement de la planète - signifie-t-elle que la sécurité énergétique internationale est durablement menacée ?

II.

la sécurité énergétique internationale
est-elle durablement menacée ?

Repères

Si la demande continue à augmenter de 1,6 ou 1,7 % par an, scénario de base de l'Agence internationale pour l'énergie (AIE), le pic pétrolier interviendra en 2020.

Les capacités excédentaires ne dépassent pas 1,5 à 2 millions de barils par jour, soit environ 2 % de la consommation mondiale. La moitié de la consommation pétrolière quotidienne transite par les canaux et détroits à travers le monde.

Depuis 2005, ce ne sont plus des Etats-Unis, mais d'Asie que vient la plus forte demande en pétrole.

Un Chinois consomme une tonne équivalent pétrole par an, contre quatre pour un Européen et huit pour un Américain.

La sécurité énergétique est devenue l'expression à la mode. Entendue comme un synonyme de la sécurité d'approvisionnement, elle ne recouvre pourtant rien de nouveau. Dès le début du XXè siècle, les termes du débat ont en effet été magistralement posés par Winston Churchill : « On no one quality, on no one process, on no one country, on no one route, and on no one field must we be dependent. Safety and certainty in oil lie in variety and variety alone » ⁽³¹⁾.

De fait, l'approvisionnement en ressources énergétiques a toujours constitué un objectif stratégique majeur pour tout gouvernement, leçon que les chocs pétroliers de 1973 et 1979 rappelèrent brutalement au monde, notamment aux pays consommateurs.

Ce retour des questions énergétiques au premier plan des préoccupations internationales succède à une longue période d'inconscience. Comme l'a fait observer Mme Anne Lauvergeon, Présidente du directoire d'AREVA, lors de son entretien avec la Mission le 11 octobre 2006, nous sortons d'une période d'insouciance énergétique qui, pendant une trentaine d'années, a caractérisé les pays développés, les pays en développement n'ayant, au vu de leur situation, jamais pu s'abstraire de cette question. L'heure était à la satisfaction de voir le prix de l'énergie tombé très bas - moins de quinze dollars le baril de pétrole - alors même que cela signifiait le gel de tous les investissements pourtant nécessaires.

Pourquoi, dans ces conditions, le concept de sécurité énergétique fait-il un tel retour en force ?

Plusieurs facteurs ont contribué, au cours des années récentes, à l'émergence d'un très fort sentiment d'insécurité énergétique.

En Europe, c'est la crise gazière entre l'Ukraine et la Russie qui a réveillé les consciences : qu'au plus fort de la vague de froid, plusieurs pays européens, dont l'Italie, qui importent du gaz russe par le biais des gazoducs ukrainiens, subissent les conséquences de l'interruption de la livraison de gaz par la Russie à l'Ukraine, pour des motifs largement politiques, a rappelé aux Européens que les grands progrès qu'ils avaient accomplis en matière d'efficacité énergétique depuis les chocs pétroliers ne les avaient pas mis à l'abri des aléas. Le fait que cette crise soit largement politique a également fait resurgir la géopolitique dans l'espace énergétique, là où, en Europe, on ne parlait plus d'énergie qu'au travers des problématiques de dérégulation et de mise en concurrence.

Plus largement, en Europe comme dans le monde entier, l'insécurité énergétique s'est révélée à travers la formidable hausse des prix de l'énergie dans tous les pays importateurs. Il est courant de considérer que les questions de politique internationale n'intéressent guère l'opinion publique : les questions énergétiques font mentir ce constat, chaque citoyen vivant quotidiennement, à travers le renchérissement de son budget de transport et de chauffage, les conséquences de la situation énergétique internationale.

Enfin, fait nouveau par rapport à la crise énergétique des années 1970, les préoccupations de sécurité énergétique ne sont plus limitées aux seuls pays importateurs. Le concept est devenu global : il ne s'agit plus de réduire la sécurité énergétique à l'approvisionnement en hydrocarbures des pays développés mais de garantir l'accès durable à l'énergie pour tous à un prix raisonnable et dans le respect de l'environnement. Car les menaces pesant sur la sécurité énergétique sont elles-mêmes globales : en 1974, c'était le mode de vie des pays les plus riches qui était en cause ; aujourd'hui, les enjeux sont ceux de l'accès de l'humanité à des ressources fossiles en voie d'épuisement et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

D'une certaine manière, les pays importateurs ont perdu le monopole du discours sur la sécurité énergétique. De même qu'il existe un discours européen sur la sécurité énergétique, il existe, par exemple, un discours russe sur la sécurité énergétique, fait totalement nouveau dans un pays non seulement exportateur d'énergie mais même autonome sur le plan énergétique. En fait, comme le soulignait récemment M. Daniel Yergin ⁽³²⁾, il existe aujourd'hui de multiples approches de la sécurité énergétique. Ainsi, si tout le monde parle de sécurité énergétique, tout le monde ne parle pas pour autant de la même chose. Au-delà de la définition classique qu'en donnent les pays occidentaux, les interprétations sont nombreuses :

- les exportateurs y voient les moyens permettant de sécuriser la demande ;

- un pays producteur comme la Russie la définit en outre comme la mainmise de l'Etat sur le contrôle des ressources et des voies de transports ;

- les pays en développement la relient à l'équilibre global de leur balance des paiements alors que la hausse du coût de l'énergie ampute leur capacité de développement ;

- pour la Chine et l'Inde, il s'agit de définir les moyens de s'adapter à leur dépendance nouvelle à l'égard de marchés mondialisés ;

- le Japon a depuis longtemps identifié sécurité énergétique, diversification et efficacité énergétiques ;

- les Etats-Unis en font la quête permanente d'une indépendance impossible ;

- enfin il existe des nuances plus ou moins fortes au sein même des Etats de l'Union européenne, avec en thème central, comment gérer la dépendance vis-à-vis des importations de gaz naturel.

Il existe cependant un point saillant qui ressort de ces approches multiples. En définitive, les inquiétudes actuelles concernant la sécurité énergétique sont très largement liées aux incertitudes liées à un changement de modèle énergétique : les paramètres qui gouvernaient l'offre et la demande énergétique depuis la fin de la seconde guerre mondiale sont en train de changer profondément. Pour reprendre les propos de M. Jean-Marie Chevalier, Directeur du Centre de géopolitique et d'énergie de l'université Paris Dauphine, « le monde de l'énergie est aux prises avec d'immenses d'incertitudes, sans précédent, tant sur le plan géopolitique, économique que climatique ».

Comment sortir de cette spirale d'incertitudes et refonder les conditions d'une sécurité énergétique durable ? Tels sont aujourd'hui les termes du débat énergétique international.

A - La peur de l'insécurité énergétique

Le monde est entré dans l'ère de l'insécurité énergétique : dans quelle mesure la crise de l'énergie que nous connaissons est-elle la chronique d'une catastrophe annoncée ? Au-delà du sentiment d'insécurité énergétique, les tensions qui traversent aujourd'hui le système énergétique international sont-elles liées à de réels problèmes, à des prophéties auto-réalisatrices, à une perception exagérément pessimiste de difficultés qui ne seraient que ponctuelles ou à la conjonction malheureuse de facteurs déstabilisants, durablement pour certains, conjoncturellement pour d'autres ?

Ces questions valent pour tous les maillons de la chaîne du système énergétique international :

- en amont, au stade de l'exploration et de la production, ce sont les questions de l'épuisement des ressources énergétiques, de la concentration géographique, de l'instabilité politique, des risques naturels et de l'insuffisance des investissements qui sont posées ;

- au stade du transport de l'énergie, les incertitudes sont liées à l'écart croissant entre lieux de production et lieux de consommation ainsi qu'à la sécurité et à la concentration des flux ;

- enfin, s'agissant de la consommation énergétique, le cœur de la réflexion réside dans la problématique de l'explosion de la demande et du caractère non tenable des tendances actuelles.

1) La production d'énergie : la peur de l'imprévu

a) Des réserves en réserve ?

L'envolée du prix du baril de pétrole a fait resurgir le serpent de mer que représente le débat sur l'état des réserves d'hydrocarbures. Il s'agit certes d'un débat très actuel mais également récurrent, qui s'articule autour de la notion de pic pétrolier (peak oil).

LA NOTION DE PIC PÉTROLIER

Le pic pétrolier désigne le maximum prévisible (ou historique) de production pétrolière, aussi bien pour un gisement, une zone ou un pays, que pour le monde. Après ce maximum, les conditions d'exploitation font que, bien que les réserves soient abondantes, la production ne fera que décroître.

Le terme désigne également la crise prévisible découlant de l'épuisement des ressources pétrolières mondiales. On entend fréquemment le terme anglophone « peak oil », mais il s'agit en fait d'une application particulière de la loi plus générale dite du pic de Hubbert. Ce phénomène est général et se vérifie pour toutes les zones de production. Ainsi en 1956, le géologue King Hubbert avait prédit la diminution de la production américaine de brut à partir de 1970. Ce qui s'est produit. Le pic de production a déjà été dépassé dans de nombreux pays producteurs, tels que la Libye (1970), l'Iran (1976), l'URSS (1987), le Royaume-Uni (2000) et la Norvège (2000). Au total, une soixantaine de pays aurait déjà dépassé leur pic. Naturellement, si l'on considère la production mondiale de pétrole, il est évident que le même phénomène est à l'œuvre. La seule inconnue est la date à laquelle ce pic surviendra.

Pour savoir quand aura lieu le pic pétrolier d'une région, il suffit en théorie de connaître le montant des réserves à un moment donné et les quantités extraites depuis le début de son exploitation : lorsque les quantités déjà extraites sont égales à celles restant à extraire, le pic est atteint. Toutefois, il est souvent difficile de connaître la valeur précise des réserves, et le pic n'est généralement identifié comme tel que plusieurs années après qu'il s'est effectivement produit.

Comme l'a rappelé devant la Mission M. Olivier Appert, Président de l'Institut français du pétrole, pour en comprendre les termes, il faut se souvenir qu'« un gisement pétrolier est comparable, non pas à une baignoire qui se viderait peu à peu et ne se remplirait pas, mais à une éponge que l'on presse, la pression sur l'éponge dépendant de conditions aussi bien techniques qu'économiques. »

C'est ce qui explique les estimations divergentes qui existent : plusieurs chiffres sont avancés selon le nombre de pays considérés et le type de pétrole envisagé. On peut toutefois retenir le chiffre moyen de 1 050 milliards de barils en réserve, soit quarante années au rythme de consommation actuel. Ce chiffre n'inclut pas les réserves probables supplémentaires et le complément appréciable des huiles extra-lourdes. Cette appréciation des réserves doit être nuancée par un regard ex post sur le lien entre consommation et réserves, qui montre que, en dépit d'une augmentation significative de la consommation, les réserves évaluées se sont beaucoup accrues. Ainsi, il y a trente ans, le Club de Rome avait tablé sur trente ans de réserves seulement. La situation est donc moins critique que prévu.

Reste que de l'avis de tous les experts, il importe de ne pas tirer trop vite sur les réserves : si la demande continue à augmenter de 1,6 ou 1,7 % par an, scénario de base de l'Agence internationale pour l'énergie (AIE), le peak oil interviendra en 2020 ; si la croissance est limitée à 1 % par an, dix ans seront gagnés ; si elle est maîtrisée à 0,7 % par an, le peak oil sera reporté à 2040, et le temps gagné pourra être mis à profit pour s'adapter.

Pour l'heure, les tensions observées en matière de production tiennent largement au sous-investissement massif qui a suivi le contre-choc pétrolier des années 1980, alors que le prix du baril avait atteint son étiage. Ce sous-investissement est à l'origine des tensions actuelles sur les prix, qui reflètent notamment la rigidité du système énergétique hérité du contre-choc pétrolier. Ainsi, en comparaison avec la situation qui prévalait au moment du premier choc pétrolier, le système d'approvisionnement en hydrocarbures a perdu beaucoup de ses éléments de souplesse. Au début des années 1970, des capacités de production et de raffinage étaient disponibles pour faire face à des aléas climatiques ou géopolitiques. Mais, depuis 1982, les surcapacités se sont progressivement réduites. Ainsi, pendant la première guerre du Golfe, l'OPEP a pu utiliser ses surcapacités pour compenser, à hauteur de 6 millions de barils par jour (soit plus de 6 % de la consommation mondiale de l'époque), l'interruption des approvisionnements koweïtiens et irakiens. Aujourd'hui, les capacités excédentaires ne dépassent pas 1,5 à 2 millions de barils par jour, soit environ 2 % de la consommation mondiale. Parallèlement, les stocks des pays consommateurs ont aussi diminué : pour l'ensemble de l'OCDE, ils sont passés de 61 jours en 1991 à environ 50 jours en 2005. Ainsi, à la suite des ouragans qui ont touché les Etats-Unis à l'automne dernier, les stocks commerciaux se sont révélés inférieurs aux besoins.

Dans le contexte actuel d'un prix du baril durablement élevé, l'investissement redevient important mais se heurte aux limites physiques des compagnies. Ainsi, comme l'a expliqué M. Philippe Boisseau, directeur Moyen-Orient chez Total lors de la journée d'études organisée par la fondation pour la recherche stratégique sur la sécurité énergétique, le 19 septembre 2005, « la raison pour laquelle nous n'investissons pas davantage est que nous sommes au maximum de nos capacités. Ce ne sont pas les disponibilités financières qui nous en empêchent. Lorsque l'on dit que les pays fermés sont les pays où nous n'investissons pas, ce n'est pas non plus exact. Tout le monde investit au maximum... Mais nous atteignons nos limites techniques et humaines. Les plans de charge sont pleins pour les deux ou trois années à venir, et non pas seulement pour les six prochains mois - comme c'est le cas habituellement. La raison pour laquelle nous n'investissons pas davantage est que nous ne le pouvons pas. Pas un seul investissement n'a été refusé au comité exécutif de Total depuis deux ans. Il y a une véritable tension au niveau mondial. Le risque, c'est notre métier et nous investissons dans des pays comme l'Iran, comme l'Arabie Saoudite, comme le Qatar, etc. Tous les pétroliers investissent dans les pays difficiles. Les problèmes d'investissement, y compris en Iran, ne sont pas liés à un manque de volonté mais à un problème de maîtrise technique et capacitaire. Nous verrons dans dix ans si les investissements en train d'être effectués auront été suffisants, ce qui tranchera le débat entre les pessimistes et les optimistes. Les limitations d'investissement sont d'abord physiques. Le problème va se produire dans le domaine gazier, puisque le Qatar a développé très rapidement et récemment ses capacités de production. »

Reste qu'au prix actuel du baril de pétrole, de nombreux investissements naguère inenvisageables deviennent rentables. Notamment, il semble désormais possible de s'intéresser aux enjeux technologiques en matière d'exploitation des ressources pétrolières conventionnelles liés à l'amélioration du taux de récupération des gisements, qui est aujourd'hui de 35 % : s'il passait à 50 %, on pourrait multiplier les réserves par deux. S'agissant des ressources pétrolières non conventionnelles (huiles extra lourdes, sables asphaltiques), l'augmentation des prix en facilite l'exploitation, comme au Venezuela ou au Canada ; à ce jour toutefois, les quantités très importantes que recèlent ces gisements ne sont quasiment pas exploitées. Les limites physiques existent donc mais peuvent être repoussées par les prix et la technologie.

b) L'industrie du raffinage en sous-régime

Après les chocs pétroliers, l'industrie du raffinage, elle aussi massivement touchée par le sous-investissement, a vécu vingt années difficiles, qui ont conduit aujourd'hui à une insuffisance globale des capacités de raffinage. Cette insuffisance touche particulièrement le raffinage du diesel, carburant pour l'aviation et du fioul domestique. En termes géographiques, la situation varie beaucoup d'un pays à l'autre : la capacité de raffinage de l'Europe couvre ses besoins ; l'Amérique du Nord est nettement déficitaire ; la Russie, la CEI, l'Amérique Latine et le Moyen-Orient sont excédentaires ; l'Asie est devenue déficitaire en 2005. Au total, comme l'a rappelé à la Mission M. Thierry Desmarest, Président directeur général de Total, le taux d'utilisation des capacités mondiales avoisine désormais 90 %.

Les conséquences du sous-investissement structurel à l'origine des tensions actuelles ont été d'autant plus lourdes que l'industrie du raffinage américaine a été durement frappée, en 2005, par des catastrophes naturelles. Les installations pétrolières offshore ont été construites pour résister à « la tempête du siècle » mais qui avait prévu que deux tempêtes du siècle se produiraient à quelques semaines d'intervalles dans le golfe du Mexique ? Rappelons que les ouragans Katrina et Rita ont neutralisé 27 % de la production américaine de pétrole et 21 % des capacités de raffinage.

Les risques de saturations en aval de la production sont de plus en plus grands, et seul un développement massif des infrastructures de raffinage pour le pétrole et de regazéification pour le gaz serait à même de garantir la fluidité du marché. Or, les investissements des compagnies privées restent frileux en la matière, le coût particulièrement élevé de ces infrastructures posant un problème de rentabilité à court terme alors même que l'épuisement des ressources fossiles semble inéluctable.

En outre, dans un certain nombre de pays développés, les autorités locales ne sont plus prêtes à imposer à leur population civile de telles infrastructures polluantes ou explosives. Les espaces déjà attribués aux usines pétrolières sont déjà saturés. La solution envisagée est alors de délocaliser le traitement des hydrocarbures. Pour ce faire, les pays producteurs éloignés prendraient en charge un pré-raffinage (le plus polluant) du pétrole.

c) Etats producteurs, Etats en crise ?

Force est de le constater, la carte des pays producteurs se superpose avec celle des Etats en crise politique, voire en guerre. Sans compter que la carte des pays producteurs rejoint aussi celle des pays « à risque » en termes d'investissement. A cet égard, notons que, alors que, au cours des trente dernières années, ces investissements se sont concentrés dans les pays de l'OCDE, les investissements qu'il est aujourd'hui urgent de faire concernent des pays extérieurs à l'OCDE. Il est impossible de savoir s'ils seront réalisés à un niveau suffisant et dans les délais requis. Or ils doivent être massifs, les investissements à réaliser portant aussi bien sur la production que sur la transformation, le transport et la livraison du pétrole et du gaz. Faute de tels investissements, des problèmes apparaîtront dès les cinq ou dix prochaines années.

A travers cette question des risques politiques pesant sur le système énergétique international, c'est notamment la question de la concentration de la production pétrolière au Moyen-Orient et l'importance toujours croissante qu'est appelée à avoir cette région dans l'équilibre du marché pétrolier qui est en cause. Pour M. Olivier Appert, c'est d'ailleurs là que réside le risque principal : « moins que la question de long terme du pic de production et des réserves, la question de leur concentration représentait le principal problème à court et moyen terme. A ce titre, le Moyen-Orient, par sa place prépondérante, est une véritable anomalie géologique. » Il est vrai que cette zone concentre plusieurs types de risque : risques liés à la fermeture de l'amont, risque terroriste, risque de saturation des passages maritimes, sans compter, pour certains, un risque pays important au sens de la COFACE.

C'est notamment le cœur du système pétrolier mondial, l'Arabie Saoudite, qui suscite toutes les inquiétudes. Ce pays, qui concentre près de 25 % des réserves de pétrole et 13 % de la production, voit sa stabilité menacée. Ainsi, a récemment été déjoué un attentat suicide contre le site pétrolier d'Abqaïq, situé sur le plus grand gisement du monde et premier centre mondial de traitement du brut par lequel transitent les deux tiers de la production pétrolière saoudienne.

S'ajoutent à cela des difficultés de production ponctuelles dans plusieurs pays producteurs de première importance. Les événements politiques au Venezuela ont ainsi conduit à un arrêt de la production de ce pays début 2003, alors qu'il s'agissait du fournisseur le plus fiable depuis la seconde guerre mondiale. Les événements en Irak ont également fait chuter la production, les exportations ayant baissé de 30 à 40 %.

2) Le transport de l'énergie : la peur de la désorganisation

Le deuxième champ sur lequel pèsent de fortes incertitudes concerne le transport de l'énergie.

a) La croissance du transport international de l'énergie

En effet, du fait du déséquilibre entre zones de production (Moyen-Orient, Afrique, Amérique latine, CEI) et zones de consommation (Amérique du Nord, Europe, Asie, Océanie), la distance entre lieux de production et lieux de consommation confère à la question du transport de l'énergie un poids déterminant.

Ce constat vaut tout d'abord en matière pétrolière. Globalement, la moitié de la consommation pétrolière quotidienne transite par les canaux et détroits à travers le monde. On estime à 40 millions le nombre de barils de pétrole qui, chaque jour, traversent les océans par bateaux, chiffre qui pourrait atteindre 67 millions en 2020 lorsque, selon les projections, les Etats-Unis importeront 58 % de leur pétrole (et non plus 33 % comme en 1973).

Du fait de l'évolution de la géographie de la demande pétrolière, le pétrole devra de plus en plus utiliser les voies maritimes stratégiques, notamment le détroit d'Ormuz (35 km de large) : d'ores et déjà, 20 % du pétrole consommé y transitent aujourd'hui, proportion qui sera de 33 % en 2030 ; de même, le rôle stratégique du détroit de Malacca, du canal de Suez et du Bosphore ne fera que s'accroître.

Mais c'est la mondialisation du marché du gaz qui va bouleverser le transport international de l'énergie. Comme l'a rappelé à la Mission M. Jean-Marie Chevalier, on observait jusqu'alors trois marchés segmentés : l'un en Asie ; l'autre réunissant l'Europe, la Russie et l'Afrique du Nord ; le dernier étant le marché américain. Aujourd'hui on constate que la production américaine de gaz diminue ou augmente de manière très faible, de sorte que, à terme, les Etats-Unis vont happer des cargaisons entières de gaz destinées à l'Europe, ce qui pourra poser des difficultés à l'Europe qui se trouvera en situation de concurrence avec les Etats-Unis, pour accéder au gaz russe par exemple. De fait, les projections font état d'un triplement du volume de gaz naturel liquéfié (GNL) à l'horizon 2020 (soit un trafic de 460 millions de tonnes), avec là encore, un poids déterminant des Etats-Unis dans la balance puisque la part de marché du GNL dans la demande énergétique américaine passerait de 3 % aujourd'hui à plus de 25 % en 2020.

La problématique des voies et passages stratégiques est identique à ce qui vaut en matière pétrolière, notamment du fait de la part croissante du transport du gaz par bateau sous forme liquéfiée (GNL). Cette évolution a pour conséquence une très forte croissance de la flotte de méthaniers, qui est appelée à s'accroître de 30 % entre 2005 et 2008, passant de 182 méthaniers en service en 2005 à 307 en 2008.

Au total, à l'horizon 2030, c'est donc une globalisation des marchés gaziers qui se profile, caractérisée par une part importante du GNL dans les flux (50 % du commerce inter-régional). Et là encore, cette globalisation va donner un rôle majeur à la zone du Moyen-Orient, qui se situe à la croisée des chemins entre l'Asie, l'Europe et l'Amérique.

b) Le rôle clé des détroits énergétiques

Du fait de cette interdépendance énergétique qui va s'amplifier dans un marché de plus en plus mondial, de plus en plus intégré, et du fait de l'allongement et de la densification des routes de l'énergie qu'elle implique, la question du passage par les détroits devient plus que jamais cruciale. Sont concernés :

- le détroit d'Ormuz, à l'entrée du Golfe persique ;

- le canal de Suez, qui relie la mer Rouge à la Méditerranée ;

- le détroit de Bal el Mandeb, qui donne accès à la mer Rouge ;

- le Bosphore, par où transite le pétrole russe et de la mer Caspienne ;

- et le détroit de Malacca, qui voit passer 80 % du pétrole destiné au Japon et à la Corée du Sud et la moitié de celui qui va vers la Chine.

CARTE DES DÉTROITS ÉNERGÉTIQUES

Source : Les Cahiers de Géographie du Québec, Novembre 2004. Chiffres de 2003.

Il existe aujourd'hui une véritable prise de conscience internationale du rôle déterminant des détroits.

Les termes du problème sont simples : alors que la demande en hydrocarbures augmente, la capacité des passages maritimes stratégiques à supporter un trafic plus important reste limitée. En outre, le transport pétrolier fonctionne quasiment en flux tendus et les capacités de stockage sont contraintes. Une restructuration rapide des routes de transport est alors inconcevable. Il s'ensuit qu'un contournement des détroits est difficilement envisageable sans déstabiliser radicalement le marché. Le risque de saturation des détroits, notamment celui du Bosphore, ne peut pas être oublié. Un accident pétrolier dans un détroit, pouvant être à l'origine d'une marée noire, serait catastrophique pour l'approvisionnement européen.

De même, comme le montre l'encadré suivant, le risque d'attaque terroriste dans ces zones vulnérables doit être pris en compte, du fait des conséquences majeures d'un tel événement pour la sécurité énergétique des pays consommateurs.

DIAGNOSTIC DES RISQUES D'ATTAQUES TERRORISTES OU DE PIRATERIE
SUR LES INFRASTRUCTURES ÉNERGÉTIQUES.

Comme on a pu le voir avec l'attentat contre le tanker français Limburg en 2002, les pétroliers peuvent constituer des cibles pour les terroristes. Un tel navire peut-être utilisé de deux façons : tout d'abord comme cible en tant que telle en essayant d'endommager sa coque afin que sa cargaison se déverse (cas du Limburg), ou pour permettre de bloquer un passage (détroit, canal, port, etc.). Mais le pétrolier peut également être utilisé comme une arme. En effet, on peut facilement imaginer les dommages que pourrait occasionner un super tanker lancé à pleine vitesse contre des infrastructures portuaires, contre un autre navire, ou plus simplement contre des côtes. Il paraît quasiment impossible de pouvoir arrêter un tanker qui aurait atteint une vitesse importante.

Cependant, un pétrolier n'apparaît pas comme une cible facile. Il ne peut être attaqué que dans une zone géographique réduite (rade, port, détroit). Le détroit de Bab-el Mandeb et le canal de Suez doivent être considérés comme un couple. En revanche, leur stabilisation ne répond pas aux mêmes enjeux. Le premier n'est pas entièrement contrôlé par un seul pays, et les liens entre la France et Djibouti assurent une présence militaire. Une telle présence est d'autant plus indispensable que des risques terroristes pèsent réellement sur la sécurité du détroit. En effet, plusieurs actes terroristes ont déjà été recensés au large des côtes yéménites.

Enfin, économiquement, l'attaque d'un pétrolier n'a que de faibles conséquences et aucun effet sur le commerce mondial (un pétrolier ne représente que 2 millions de barils, à comparer aux 900 millions dont disposent les pays occidentaux en stock).

Un pipeline en surface constitue une cible beaucoup plus facile à atteindre qu'un super tanker dans la mesure où son parcours est connu. Les attaques réalisées sur un pipeline peuvent prendre plusieurs formes. En premier lieu, l'explosion d'une section du pipeline par le biais d'une bombe peut provoquer des pertes économiques ou en vies humaines (l'explosion d'un oléoduc en Colombie en 1998 a fait 70 morts). En second lieu, des sabotages permettent de détourner une partie du produit, qui est ensuite revendu sur le marché noir.

Une attaque pourrait également être dirigée contre des sites de stockages stratégiques. La perte d'un ou plusieurs de ces sites pourrait avoir des conséquences économiques importantes. En particulier, la SPR [Strategic Petroleum Reserve] est stratégiquement importante étant donnée l'influence qu'ont les déclarations américaines du niveau de leurs stocks sur les cours mondiaux du pétrole. Une telle attaque est cependant extrêmement difficile à mettre en œuvre.

En revanche, l'attaque d'un port paraît plus réalisable notamment en utilisant un tanker comme bélier. Les répercussions d'un tel acte seraient considérables, aussi bien du point de vue humain (perte de vies importante), qu'économique (fermeture du port, destruction des infrastructures, endommagement d'autres navires, etc.). De la même manière, les usines de regazéification situées en pays consommateurs et très explosives sont très sensibles.

Enfin, les derniers lieux pouvant constituer des cibles potentielles pour des groupes terroristes sont les infrastructures pétrolières en général : les plates-formes maritimes, les stations service, les bureaux des dirigeants placés dans les grandes villes, et surtout les raffineries.

Source : cet encadré est extrait des travaux réalisés par l'atelier de travail « énergie », effectué dans le cadre du master de géopolitique Paris I - ENS entre mars et mai 2005, sous l'égide de la La Direction Générale de l'Energie et des Matières Premières (DGEMP, ministère de l'Industrie). Disponible à l'adresse suivante : http://www.geostrategie.ens.fr/etudes/hydrocarbures/accueil.html.

3) La consommation énergétique : la peur de l'insuffisance

Depuis cinquante ans, nous vivions dans un monde où le plus gros consommateur de pétrole était les Etats-Unis, soit un pays connu, économiquement développé et de 350 millions d'habitants. Or l'année 2005 a vu un changement historique : depuis cette date en effet, ce ne sont plus des Etats-Unis, mais d'Asie que vient la plus forte demande en pétrole et, selon la Cambridge Energy Research Associates, dans les quinze années à venir, la moitié de la croissance de la consommation de pétrole sera asiatique.

Ce que signifie le passage de cette étape essentielle, c'est que, désormais, les problématiques énergétiques s'articulent autour d'une géopolitique de la demande, et non plus de l'offre comme lors de la crise énergétique des années 1970 : alors qu'en 1973, le débat se jouait, en matière pétrolière, entre les pays de l'OCDE et ceux de l'OPEP, aujourd'hui, la demande vient de plus en plus des pays en voie de développement ; d'ici à 2030, les deux tiers de la croissance de la demande seront issus de ces pays, qui représenteront, à cette date, 48 % de la demande mondiale d'énergie, contre 37 % en 2002. A elle seule, la Chine représentera 20 % de l'accroissement de la demande, alors qu'elle représente 8,2 % de la consommation mondiale, soit une consommation énergétique par tête équivalente à celle enregistrée au Japon en 1955. Il est probable que, au moins dans la partie orientale du pays - la plus dynamique et la plus développée sur le plan économique -, elle connaîtra la même évolution, c'est-à-dire que sa consommation énergétique sera multipliée par sept en quarante ans.

Toute la difficulté consiste aujourd'hui à comprendre les conséquences possibles pour la stabilité énergétique internationale de ce choc massif de la demande, par nature durable, et à déterminer si l'offre est susceptible de s'y adapter. Pour le dire autrement, faut-il s'en remettre au marché pour rétablir un ordre énergétique qui garantisse la sécurité ? Ou faut-il une action volontariste des Etats pour remédier aux dysfonctionnements actuels ?

Que signifie, pour le monde, la soif de pétrole, et plus largement la soif d'énergie, de 2,42 milliards de personnes (populations de la Chine et de l'Inde en 2005), c'est-à-dire presque huit fois la population américaine - chiffre qui sera, selon les projections de l'ONU de 2,985 milliards en 2050, quand les Etats-Unis compteront 395 millions d'habitants ⁽³³⁾ ? Certes le chemin est encore long pour que ces pays rejoignent le niveau moyen de consommation d'énergie par habitant des pays d'Europe de l'Ouest ; un Chinois consomme une tonne équivalent pétrole par an, contre quatre pour un Européen et huit pour un Américain. Si les Chinois étaient motorisés au même degré que les Européens, ils consommeraient à eux seuls 17 millions de barils de pétrole par jour, soit la production du Moyen Orient, ce qui serait impossible...

Toute la difficulté de la situation actuelle vient de ce que le scénario d'une Chine adoptant des habitudes de consommation occidentales n'est pas tenable. Quelle serait, en effet, la situation énergétique internationale en 2030 si les tendances actuelles étaient maintenues ? Selon ce scénario dit « tendanciel », la croissance de la consommation d'énergie primaire augmenterait de 60 %, passant de 10 à 16 milliards de tep en 2030 ; la prépondérance des énergies fossiles serait maintenue (85 % de la consommation d'énergie) globalement, avec un pétrole toujours dominant et une diminution de la part du charbon, qui passerait derrière le gaz à compter de 2020 ; les émissions de gaz carbonique augmenteraient de même de 60 %.

D'où le malaise actuel devant l'émergence de la Chine, et bientôt de l'Inde, comme acteur de premier plan sur la scène énergétique internationale.

D'un côté, on ne peut manquer d'être frappé par le paradoxe qui consiste à avoir constamment incité ces pays à s'intégrer dans le jeu mondial pour leur reprocher ensuite d'en adopter le modèle économique, qui a fait le succès des pays développés. D'autant qu'à ce jour, la consommation énergétique des Chinois est huit fois inférieure à celle des Américains.

De l'autre, la poursuite des tendances actuelles est intenable pour des raisons tenant tant aux capacités de production et de transport qu'au changement climatique.

B - L'interdépendance, fondement de la sécurité énergétique ?

Comment garantir la sécurité énergétique alors même que nous entrons dans un monde énergétique dont les paramètres ne sont pas entièrement connus ?

Répondre à cette question est d'autant plus complexe qu'il existe un gouffre entre la manière dont chaque pays définit sa sécurité énergétique et la réalité objective en la matière.

Ce qui est certain cependant, c'est qu'aucune réponse ne saurait être ni durable ni efficace si elle nie ce qui apparaît d'ores et déjà comme une réalité essentielle du nouveau système énergétique en gestation : l'interdépendance entre les acteurs.

1) Les faux remèdes

a) Le mythe de l'indépendance énergétique

Confrontés à la crise énergétique actuelle, certains acteurs sont tentés de recourir, pour y faire face, aux recettes qui prévalurent pour la crise précédente, notamment l'indépendance énergétique. Il s'agirait en quelque sorte de réduire au minimum les liens entre producteurs/exportateurs et consommateurs/importateurs, en transformant autant que possible les consommateurs en producteurs.

De fait, historiquement, c'est une approche binaire qui a prévalu dans le domaine énergétique avec, d'un côté, les producteurs, de l'autre, les consommateurs. Ceci est particulièrement net dans le domaine pétrolier : ainsi, lors de la crise suscitée par la décision de l'OPEP, en 1973, de relever brutalement les prix du pétrole, les pays industrialisés, pour la plupart membres de l'OCDE, se sont réunis au sein de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), afin de se donner les moyens de réagir rapidement et efficacement aux crises pétrolières. A l'époque, c'est une logique d'affrontement qui a prévalu, producteurs et consommateurs se réunissant chacun de leur côté dans des structures propres à défendre leurs intérêts.

Pour séduisante qu'elle soit, la quête de l'indépendance énergétique est, pour la quasi-totalité des pays du monde, totalement illusoire, d'abord parce qu'elle ne répond pas aux données du problème qui sont différentes, répétons-le, de celles des années 1970. Plus encore, il s'agit non seulement d'une illusion, mais plus encore de l'exact inverse de ce qu'il faudrait faire : comme le note M. Nicolas Sarkis, « contrairement à un préjugé aussi aberrant que dangereux, il y a une réelle complémentarité objective d'intérêts entre les pays importateurs et les pays exportateurs. Au souci bien légitime des premiers de sécuriser leurs importations pétrolières et gazières répond le souci non moins légitime et non moins vital des seconds de garantir leurs marchés et leurs recettes d'exportations, indispensables pour développer leurs économies. » ⁽³⁴⁾. Dans les deux cas, en effet, l'enjeu est celui d'une gestion rationnelle et maîtrisée des ressources énergétiques et de la conciliation entre croissance économique et énergie. Il s'agit en effet pour les producteurs de calibrer au plus près le montant des investissements à réaliser pour garantir le niveau de l'offre et d'utiliser au mieux la manne énergétique pour irriguer l'ensemble de l'économie. Pour les consommateurs, l'enjeu est d'obtenir l'énergie en quantité nécessaire au fonctionnement de l'économie et à un prix compatible avec la croissance. En bref, au cœur de la notion de sécurité énergétique, se trouve le thème de la complémentarité énergétique.

Dans un monde où l'interdépendance est une donnée de fait, la sécurité énergétique ne saurait signifier l'indépendance énergétique : jamais l'Europe, les Etats-Unis ou le Japon, ne seront indépendants sur le plan énergétique. Tout au plus peuvent-ils diminuer l'importance relative de leurs importations dans ce domaine mais l'indépendance énergétique est une quête impossible, qui ne saurait donc être érigée en objectif.

Plus encore, puisque la réalité énergétique du futur est celle de l'interdépendance, tout l'enjeu de la construction d'un système énergétique stable consiste à gérer cette interdépendance, c'est-à-dire à minimiser les dangers dont elle est porteuse. Le Livre vert de la Commission européenne de 2000 ne disait pas autre chose : « La sécurité énergétique ne vise pas à maximiser l'autonomie énergétique de l'Europe ou à minimiser la dépendance mais à réduire les risques liés à celle-ci ».

b) L'illusion du « laissez faire le marché »

Nous sommes aujourd'hui dans une phase où les grands acteurs de l'énergie hésitent sur la nature de la réponse à la question cruciale de la stabilité de la sécurité énergétique.

Comme le Président de la Mission a pu le constater lors de sa visite aux Etats-Unis, au mois de juin 2006, on peut avoir le sentiment que nombreux sont ceux qui voudraient s'en tenir au credo « le marché, rien que le marché » : en un mot, laissons faire la régulation par les prix, véritables « juges de paix », qui permettront de décider ce qui, du pétrole, du gaz, des énergies renouvelables, du nucléaire, est le plus rationnel en termes économiques. De même, c'est ainsi qu'il faut interpréter les analyses qui tendent à interpréter la moindre diminution, de quelques dollars, du prix du baril de pétrole comme le signe que « tout va mieux », à l'instar de ces articles qui se multiplient dans la presse au début du mois de septembre 2006 alors que le baril de pétrole est redescendu en dessous des... 60 dollars.

Aux yeux de la Mission, ces analyses à courte vue ne sont pas seulement erronées, elles sont également dangereuses en ce qu'elles propagent une sorte d'insouciance, et même d'irresponsabilité énergétique semblable à celle que nous avons connue au cours de la décennie 1990, qui se solde aujourd'hui par une insuffisance notoire de capacités de production et de raffinage. Dangereuses parce que, problématique économique, la sécurité énergétique est également, et même avant toute chose, une question fondamentalement politique et qu'elle est si importante pour les Etats qu'elle interagit avec l'ensemble de la politique extérieure de ceux-ci.

Le retour à la réalité sera d'autant plus difficile, lorsque nous verrons les équilibres diplomatiques internationaux vaciller pour des raisons énergétiques. Prenons le cas de l'Iran et de sa farouche détermination à maîtriser l'ensemble du cycle du combustible nucléaire, qui le conduit à poursuivre, en violation de l'ultimatum fixé par le Conseil de sécurité, l'enrichissement de l'uranium. Hésiterait-on à prendre des sanctions économiques vigoureuses contre ce pays s'il ne possédait pas les réserves du monde en pétrole et en gaz ? Aurions-nous à nous poser la question de l'attitude de la Chine dans cette crise si celle-ci ne dépendait pas de l'Iran pour ses livraisons pétrolières ? Pour simplifier, quel arbitrage ferons-nous entre sécurité énergétique et sécurité tout court ?

D'aucuns pourraient accuser la Mission de catastrophisme mais soyons lucides : au regard du caractère toujours crucial, pour un gouvernement, de la nécessité d'assurer la sécurité de ses approvisionnements énergétiques, nous n'en sommes qu'aux prémisses du choc sur l'équilibre énergétique international que représente l'explosion de la demande chinoise en énergie (+ 16 % en 2004 s'agissant du pétrole !). Plus encore pour un pays dont la stabilité politique est liée à la croissance économique. Les mutations économiques à l'œuvre en Chine entraînent en effet d'importants bouleversements sociaux, qui pourraient avoir de lourdes conséquences politiques en cas de retournement brusque de la croissance.

Assurément donc, une approche limitée aux questions de marché n'est pas compatible avec les enjeux internationaux contenus dans cette crise durable de l'énergie.

Au sein de l'Union européenne, un tel constat explique que la Commission européenne, qui, en opposition avec la tradition française, avait toujours privilégié, jusqu'ici, la concurrence par rapport à la sécurité d'approvisionnement, place désormais les deux préoccupations sur le même plan. La véritable question désormais est la suivante : comment concilier vision et sécurité à long terme et économie de marché ?

2) Les vraies solutions

a) Du côté des consommateurs : diversification et efficacité énergétique

Il n'existe pas de réponse unique au problème de la sécurité énergétique.

Il existe néanmoins des recettes, qui ont fait leur preuve lors de la crise énergétique des années 1970. Pour se référer à l'exemple de la France, c'est, à l'époque, une politique de sécurité énergétique en trois volets qui fut mise en oeuvre : accroissement de la production domestique d'énergie, via le développement d'un programme électronucléaire massif ; économies d'énergie ; diversification des approvisionnements extérieurs, tant géographique que par produit. Les effets positifs de cette politique ont été flagrants : amélioration de l'efficacité énergétique de 20 %, soit une diminution du contenu en énergie du PIB de 20 %, production domestique d'énergie multipliée par 2,5 sur la période 1973-1996, taux d'indépendance énergétique qui est passé de 22,5 % en 1973 à plus de 50 % aujourd'hui, un bilan énergétique plus diversifié et des approvisionnements extérieurs beaucoup plus diversifiés à la fois sur le plan géographique et sur le plan de la composition du bouquet énergétique importé.

Les solutions préconisées aujourd'hui pour faire face à la crise de l'énergie, par exemple par le Livre vert sur l'énergie de la Commission européenne n'ont donc, on le voit, rien de nouveau, ce qui n'enlève rien d'ailleurs à leur pertinence.

Ainsi, à court terme d'abord, un maître-mot s'impose : l'efficacité énergétique, qui traduit le lien entre l'utilisation de la quantité d'énergie et la production de richesse. Cette politique est d'autant plus aisée à mettre en œuvre qu'une quantité très importante d'économies d'énergie est accessible à des coûts très faibles, voire négatifs. L'AIE a calculé que si les seuls appareils électro-domestiques les plus économes en énergie étaient achetés par les consommateurs, un tiers de la consommation d'électricité par ces appareils serait économisé. Les marges d'action existant en la matière sont donc très importantes : le plan d'action de la Commission européenne sur l'efficacité énergétique attendu pour décembre envisage ainsi une baisse de 20 % de notre consommation d'énergie d'ici 2020.

A long terme toutefois, cette politique d'efficacité énergétique est insuffisante car elle ne permet pas de conduire à des réductions d'émissions de gaz à effet de serre. A cet égard, seule une politique complémentaire de diversification du bouquet énergétique en faveur de sources d'énergie non émettrices de gaz carbonique est efficace. Dans la définition de ce bouquet, aucune solution ne s'impose comme étant la panacée : ceux qui proposent une solution unique se trompent et trompent autrui ; le tout-nucléaire comme le tout-renouvelable, par exemple, ne conduiraient qu'à des absurdités.

Reste que, dans le choix de ce mixte énergétique, toutes les énergies ne sauraient être mises sur le même plan. Notamment, si l'ensemble des techniques de production d'énergie non émettrices de gaz carbonique doivent être privilégiées - le nucléaire, l'éolien, la biomasse, l'hydraulique et les piles à combustible -, toutes ne se valent pas, notamment pour répondre aux besoins gigantesques de pays très peuplés comme la Chine, de même que pour des raisons de coût.

Les pays consommateurs en sont bien conscients : si l'on assiste aujourd'hui à un retour en force du nucléaire - retour universel qui concerne des pays de niveau de développement, de taille et aux besoins très différents : Etats-Unis, Grande-Bretagne, Chine, Brésil, Inde, Turquie, Egypte, Panama... -, c'est d'ailleurs parce que cette source d'énergie est encore beaucoup plus compétitive que les autres sources d'énergie non émettrices de gaz carbonique.

Ce retour du nucléaire marque un profond changement des mentalités : c'est un « tabou » qui tombe dans bien des instances internationales, par exemple au Conseil mondial de l'énergie, qui rassemble les opérateurs énergétiques du monde entier et de tous les secteurs, jusqu'alors extrêmement réticent.

Ce tabou tombera-t-il en Europe ? Car, comme l'a rappelé Mme Anne Lauvergeon, qui s'interrogeait sur les raisons de l'absence d'une politique européenne commune, c'est à cause de la question nucléaire que les sujets énergétiques ne sont aujourd'hui abordés en Europe que de manière allusive.

Dans les faits néanmoins, on assiste, en Europe, comme partout, à la renaissance des projets nucléaires civils. A quelques exceptions près, tous les dirigeants européens pensent, en effet, à revenir au nucléaire - qui, rappelons-le, représente aujourd'hui 35 % de la production d'électricité en Europe (78 % en France). Même l'Italie, seul grand pays d'Europe dépourvu de centrales nucléaires après avoir renoncé à cette source d'énergie par référendum, en 1987, a saisi l'occasion de retrouver une compétence nucléaire, par le biais de l'association d'ENEL au développement du site de Flamanville par EDF.

La Grande-Bretagne représente un exemple révélateur du lien aujourd'hui établi entre sécurité énergétique et énergie nucléaire. Ce pays connaît en effet actuellement un changement radical de son statut énergétique puisqu'il est en train de passer du statut de producteur au statut d'importateur : quatrième producteur de gaz naturel, ce pays est devenu importateur net de gaz en 2004, l'épuisement des réserves gazières pouvant être atteint d'ici à six ans ; de même, sauf si de nouvelles découvertes sont faites, le Royaume-Uni sera à court terme un importateur de pétrole. Ces perspectives, cumulées à la structure de la consommation énergétique actuelle du pays, conduisent les experts britanniques à estimer à 80 % le taux de dépendance énergétique pour le gaz. Par conséquent, le Royaume-Uni développe actuellement des infrastructures d'importation gazière (gazoducs internationaux et construction de plusieurs terminaux de GNL, dont le premier est devenu opérationnel en juillet 2005 et dont deux autres devraient être opérationnels en 2007). En parallèle, on assiste à une réflexion sur la diversification énergétique du pays, qui a fortement évolué récemment. Le livre blanc sur l'énergie publié en 2003 misait principalement sur le développement des énergies renouvelables et la promotion de l'efficacité énergétique. Depuis, la sécurité énergétique est devenue priorité nationale et en novembre 2005, le Premier Ministre a décidé un examen de la politique énergétique, qui s'est terminé à l'été 2006. Les orientations majeures concernent le développement des énergies renouvelables : 2,2 % de la production d'électricité britannique aujourd'hui, 10 % prévus en 2010. Les investissements se concentrent sur l'éolien et les autorités publiques déploient parallèlement des efforts de recherche importants. La nouveauté la plus importante concerne la fin du statu quo sur la question nucléaire, qui durait depuis vingt ans : le parc actuel commencera à se réduire dès 2010 (arrêt de quatre des douze centrales), les autres ayant une durée de vie prévue jusque vers 2025.

De fait, le nucléaire apparaît en Europe comme la seule source d'énergie qui pourrait être produite en quantité massive en cas de crise énergétique majeure. Et, alors même que nous venons de commémorer le vingtième anniversaire de la catastrophe de Tchernobyl qui a eu des effets désastreux pour l'image du nucléaire, le tabou européen sur le nucléaire n'a pas résisté au principe de réalité du baril à soixante-dix dollars. Reste que le problème de son acceptation par les opinions publiques demeure et qu'un gros travail de pédagogie, ainsi qu'une constante recherche de la sécurité doivent être menés. Plus encore, si l'Union européenne veut être en mesure de conduire une réflexion énergétique, puis à terme, une politique énergétique digne de ce nom, il faudra que l'Allemagne et l'Autriche s'interrogent sur leur position vis-à-vis du nucléaire et sur leur choix énergétique. Le moment est d'autant plus propice que, pour la première, elle est en pleine redéfinition de sa stratégie énergétique, qui devrait être finalisée à la fin du premier semestre 2007.

En effet, dans quelle mesure la sécurité énergétique a-t-elle un sens en Europe si elle ne revêt pas une dimension commune ? Quel sens aura, à l'avenir, la juxtaposition entre des taux de dépendance énergétique qui s'améliorent dans certains Etats membres, quand, dans le même temps, certains pays se mettront dans la main de fournisseurs de gaz aux décisions imprévisibles ? De ce point de vue, la relation gazière entre l'Allemagne et la Russie ne saurait être considérée comme une simple question bilatérale. Rappelons que l'Allemagne est un pays fortement consommateur (cinquième rang mondial), de plus en plus dépendant, en particulier de la Russie, puisqu'elle en importe 63 % de ses ressources énergétiques, contre 44 % en 1991.

Est également en jeu la compétitivité économique européenne. En effet, comme l'a rappelé Mme Anne Lauvergeon devant la Mission, la compétitivité des économies européennes est liée au choix de sources énergétiques compétitives. C'est pourquoi le Rapporteur estime qu'au regard du poids économique de l'Allemagne dans l'Union européenne, ses choix énergétiques seront essentiels.

Dans le même temps en effet, les nouveaux géants économiques qui émergent en Asie sont engagés dans d'impressionnants projets nucléaires. En la matière, l'énergie nucléaire représente, pour la Chine, la seule solution pour répondre à la croissance à deux chiffres de sa consommation énergétique : ses gisements de charbon sont colossaux mais ses capacités à le transporter ne peuvent être étendues à l'infini ; ses réserves hydrauliques sont formidables mais la question du transport constitue là encore un goulot d'étranglement, la consommation étant concentrée à l'est tandis que les réserves se situent plutôt à l'ouest ; enfin, la Chine ne possède guère de pétrole.

Reste que le développement du nucléaire se heurte à des limites physiques. Pour reprendre l'exemple chinois, même avec son très ambitieux plan de construction, ce pays ne pourra modifier fondamentalement la part du nucléaire dans son bilan énergétique, qui passera de 1 % à 2 % d'ici à 2020. Comme l'a souligné M. Pierre Gadonneix, Président d'EDF, bien que la première centrale nucléaire chinoise, construite il y a vingt ans par EDF, soit un succès, moins de dix ont été implantées depuis lors et le programme chinois n'en prévoit que deux nouvelles par an. Rappelons que la France, tout petit pays en comparaison de la Chine, a construit cinq centrales par an pendant des années et en dispose aujourd'hui de cinquante-huit. Cette situation s'explique par deux facteurs. Tout d'abord, même en Chine, le problème posé par le nucléaire est celui de son acceptation par l'opinion publique. En outre, le pays ne possède pas de réserves d'uranium ; or la sécurité d'approvisionnement énergétique est une préoccupation majeure des responsables politiques chinois : ils ne développeront massivement le nucléaire que lorsqu'ils auront sécurisé leur approvisionnement en combustible - c'est du reste l'objet d'un accord passé récemment avec l'Australie. Pour toutes ces raisons, le nucléaire se heurtera à des limites physiques et les Chinois continueront de s'appuyer sur leurs ressources en charbon, qu'ils possèdent en abondance.

Le cas chinois permet de comprendre qu'à terme, la sécurité énergétique ne pourra véritablement être assurée sans d'importantes innovations technologiques. Cette conclusion vaut également en matière de transports, secteur pour lequel l'énergie nucléaire n'est pas une réponse. Comme l'a fait observer M. Pierre Gadonneix, le pétrole étant « le moyen le plus simple et le plus efficace pour stocker, transporter et utiliser l'énergie, (...) le transport sera la dernière application à renoncer au pétrole : l'ultime goutte produite sur terre finira dans un avion. »

A l'évidence, des percées technologiques s'imposent à terme. Associées à une politique d'efficacité énergétique et à une forte augmentation de la part des énergies renouvelables et de celle du nucléaire, elles seules permettront d'atteindre une sécurité énergétique durable, c'est-à-dire satisfaisant aux besoins énergétiques de l'humanité tout en satisfaisant aux exigences environnementales. A cette fin, il faut accroître dès aujourd'hui l'effort de recherche et développement (R&D) dans ces différents domaines :

- concernant les énergies renouvelables, la R&D doit viser à en baisser le coût, qui constitue aujourd'hui un obstacle à leur développement massif ;

- le nucléaire, indispensable, doit être accepté par les opinions publiques. Or, à ce jour, les propositions des gouvernements et de l'industrie nucléaire ne sont pas suffisamment crédibles concernant la gestion des déchets nucléaires. La R&D est encore nécessaire sur ce point ;

- en parallèle, il faut poursuivre, en matière nucléaire, les travaux sur la génération IV, auxquels un pays comme l'Inde, par exemple, s'intéresse de très près dans le cadre du développement de son programme nucléaire. En effet, avec la filière de génération IV, celle des surgénérateurs, déjà testée avec Superphénix, qui produit davantage de matière fissile qu'elle n'en consomme, les réserves d'uranium ne seront plus de quatre-vingt ans mais de deux mille à trois mille ans, voire davantage ;

- en ce qui concerne les centrales au charbon, à l'horizon de vingt à trente ans, les émissions de CO₂ devront être supprimées, notamment grâce aux systèmes de captation du CO₂. Les expérimentations à petite échelle de capture et de séquestration doivent donc être reproduites à grande échelle et commercialisées.

LES SOLUTIONS POUR LES TRANSPORTS DE DEMAIN

A soixante-dix dollars le baril, le développement de la voiture électrique redevient intéressant, surtout si la raréfaction du pétrole se confirme. Les recherches se heurtent néanmoins à une difficulté physique, la batterie : en un siècle et demi, même si des progrès ont été accomplis, nul n'a découvert de mode de stockage d'électricité facile, bon marché et peu encombrant. La voie complémentaire des véhicules hybrides rechargeables mérite d'être encouragée : ils fonctionnent sur batterie pour les besoins les plus courants des utilisateurs - quarante à cinquante kilomètres - mais sont équipés d'un moteur à essence pour accroître leur autonomie. Quant à l'hydrogène, qui n'est pas une source d'énergie mais un moyen de la transporter ou de la stocker, il est susceptible de se substituer, demain, au pétrole pour les moyens de transport.

Source : Audition de M. Pierre Gadonneix devant la Mission - 16 mai 2006.

b) Du côté des producteurs : débouchés et investissements garantis à long terme

La sécurité énergétique n'est plus, on l'a vu, la seule préoccupation des pays consommateurs mais elle est également au cœur de la réflexion des Etats producteurs.

Ils y répondent aujourd'hui massivement par la réappropriation de leurs ressources énergétiques. Les Etats producteurs tendent ainsi à se réserver l'amont de la production avec un accès unique des compagnies nationales à l'exploration-production. La décision, inattendue, de Gazprom de ne retenir aucun des partenaires étrangers en lice pour le gisement de Shtokman, annoncée le 9 octobre 2006, constitue le dernier exemple en date de cette stratégie. Cette fermeture peut être guidée par des considérations politiques (Russie) ou financières (Arabie Saoudite).

Or un tel choix renvoie inéluctablement à une carence technologique et donc à une exploitation des ressources non optimale. En outre, les pays producteurs ne pourront pas rester indéfiniment fermés : en effet, devant le blocage des pays producteurs, les consommateurs chercheront à développer l'exploitation du gaz (dont l'amont est beaucoup moins fermé) ou les énergies nouvelles. Ainsi, face à la concurrence des diversifications énergétiques, les pays producteurs devront petit à petit ouvrir leur amont pétrolier ou gazier.

Il convient néanmoins de donner de la visibilité aux pays producteurs, afin de leur permettre de réaliser les investissements nécessaires. De ce point de vue, la position extrêmement dogmatique, qui fut longtemps exclusive, de la Commission européenne, consistant à considérer les contrats de long terme entre consommateurs et fournisseurs comme une atteinte à la concurrence, ne saurait tenir lieu de référence dans les relations que les Etats membres de l'Union doivent développer avec leurs fournisseurs étrangers. Comme l'a rappelé en effet M. Claude Mandil, directeur de l'Agence internationale de l'énergie, « le processus de libéralisation des marchés est souvent associé, à tort, à l'idée d'un marché de contrats à court terme. Or, l'important est que ce processus permette une véritable mise en concurrence avant la signature des contrats, mais pour autant ceux-ci peuvent très bien être des contrats de long terme. Or ce sont des contrats à long terme qui permettent aux investisseurs de se lancer dans la construction de nouvelles centrales. »

A cet égard, pour revenir à l'exemple russe, s'il ne saurait être question de se plier aux exigences d'un Etat qui n'hésite pas à faire un usage très politique de ses ressources énergétiques, et s'il faut vigoureusement dénoncer les choix de fermeture faits par ce pays, il n'en reste pas moins que la demande de visibilité à long terme des Russes, qui transparaît à travers leur insistance à conclure des contrats de long terme avec les consommateurs européens, doit être entendue. Elle est aussi de notre intérêt, s'inscrivant dans une démarche de sécurité énergétique.

III.

Les multinationales
sont-elles les « maîtres » de l'énergie ?

Repères

A la faveur de la flambée des cours du pétrole, les cinq « majors » ont affiché des bénéfices historiques en 2005 : 12 milliards d'euros pour Total, 26 milliards de dollars pour Shell, 14 milliards de dollars pour Chevron, 31,9 milliards de dollars pour BP et 36 milliards de dollars pour Exxon Mobil, soit au total l'équivalent du PIB des 61 pays les plus pauvres du monde. Ces profits record posent naturellement la question du partage des revenus tirés de l'exploitation pétrolière mais également dans un contexte d'insuffisance des capacités de production, celle des investissements et de l'accès aux marchés.

Ces chiffres vertigineux ne doivent en effet pas masquer le rôle désormais dominant des compagnies nationales des pays producteurs qui incarnent cette nouvelle diplomatie énergétique.

A l'heure où les multinationales du secteur de l'énergie engrangent des bénéfices record à la faveur de la hausse du prix du baril de pétrole, on peut légitimement s'interroger sur leur poids effectif dans le secteur de l'énergie. Les chiffres vertigineux associés à leur activité témoignent du rôle dominant de ces compagnies dans un secteur extrêmement sensible pour les Etats, soucieux de sécuriser leur accès à des ressources à la fois stratégiques et nécessaires à leur développement économique. Pour autant, peut-on considérer les multinationales comme les seuls maîtres du jeu énergétique ? L'affirmation du rôle croissant des compagnies nationales des pays producteurs et l'émergence d'acteurs indépendants incitent à apprécier la puissance des multinationales dans un environnement en mutation.

Les multinationales, que l'on dénomme communément les « majors », sont des compagnies privées que l'on distingue généralement des compagnies nationales dont le capital est détenu à plus de 50 % par leur Etat d'origine. Parmi ces compagnies nationales, certaines sont intégralement propriété de l'Etat comme la compagnie saoudienne, Saudi Aramco ; d'autres sont partiellement ouvertes aux capitaux privés comme la compagnie Petrobras dont seulement 32,2 % du capital est public mais dont la majorité des droits de vote (55,7 %) est contrôlée par l'Etat brésilien.

Un classement global de ces différentes sociétés met en lumière la montée en puissance continue des compagnies nationales par rapport aux multinationales privées dont la progression a été contrainte, au début de la décennie, par l'absence de fusions-acquisitions de taille significative. Le tableau ci-après illustre cette situation où 14 des 25 premières compagnies pétrolières mondiales sont intégralement ou quasi-intégralement détenues par leur Etat d'origine tandis que trois autres sont contrôlées par l'Etat mais ouvertes aux capitaux privés.

CLASSEMENT DES 25 PREMIÈRES COMPAGNIES AU NIVEAU MONDIAL EN 2005
Compagnie	Nom complet	Pays	Statut
1. Saudi Aramco	Saudi Arabian Oil Co	Arabie Saoudite	Public
2. Exxon Mobil	Exxon Mobil	Etats-Unis	Privé
3. PDV	Petroleos de Venezuela	Venezuela	Public
4. NIOC	National Iranian Oil Co.	Iran	Public
5. BP	British Petroleum	Royaume-Uni	Privé
6. Shell	Royal Dutch Shell	Royaume-Uni / Pays-Bas	Privé
7. Total	Total	France	Privé
8. Chevron	Chevron	Etats-Unis	Privé
9. Pemex	Petroleos Mexicanos	Mexique	Public
9. PetroChina	PetroChina Co.	Chine	Public (90 %)
11. ConocoPhillips	ConocoPhillips	Etats-Unis	Privé
12. Sonatrach	Entreprise nationale Sonatrach	Algérie	Public
13. KPC	Kuwait Petroleum Corp.	Koweït	Public
14. Petrobras	Petroleos Brasileiro	Brésil	Public (32,2 %)
15. Pertamina	Perusahaan Pertambangan Minyak Dan Gas Bumi Negra	Indonésie	Public
16. Adnoc	Abu Dhabi National Oil Co.	Emirats Arabes Unis	Public
17. Eni	Ente Nazionale Idrocarburi	Italie	Public (30,4 %)
18. Petronas	Petroliam Nasional	Malaisie	Public
19. Lukoil	Lukoil	Russie	Privé
20. Repsol YPF	Repsol YPF	Espagne	Privé
21. NNPC	Nigerian National Petroleum Corp.	Nigeria	Public
22. INOC	Iraq national Oil Co.	Iraq	Public
23. EGPC	Egyptian General Petroleum Corp.	Egypte	Public
24. Gazprom	Gazprom	Russie	Public (51 %)
25. Libya NOC	National Oil Co.	Libye	Public
Source : The Energy Intelligence Top 100 : Ranking the World's Oil Companies - édition 2006 .

Ces données montrent que, si les multinationales continuent à jouer un rôle déterminant dans le secteur de l'énergie - et, en particulier, sur le marché du pétrole - elles ne peuvent désormais plus être considérées comme les seuls acteurs décisifs dans la « cour des Grands de l'énergie ».

A - Les multinationales ne sont plus les seuls maîtres du jeu énergétique

Dès le début du XX^ème siècle, la position de monopole des grandes compagnies internationales a été ressentie comme une menace pour le fonctionnement du marché du pétrole et a conduit, notamment, au démantèlement spectaculaire de la Standard Oil. Pour autant, les multinationales ont continué à occuper une position dominante, contrôlant, jusqu'aux années 1960, le marché pétrolier. Cette position hégémonique a été remise en cause par la vague de nationalisations, lancée par les pays producteurs désireux de récupérer la maîtrise de leurs ressources. Ces nationalisations ont profondément inversé les rapports de force, la part nette des productions pétrolières revenant à ces compagnies n'étant plus que d'environ 15 % actuellement contre près de 60 % au début des années 1970.

Afin de conserver leur poids relatif sur le marché dans un contexte d'effondrement des cours du brut ⁽³⁵⁾, ces compagnies ont procédé, à partir de la fin des années 1990, à d'importantes opérations de fusion-acquisitions. Les multinationales ont ainsi cherché à améliorer non seulement leur rentabilité financière mais également leur couverture géographique. Ce phénomène de concentration a donné naissance à de nouveaux grands groupes dont les quatre plus importants au niveau mondial : Exxon Mobil (décembre 1998), BP (absorption d'Amoco en avril 1998 et d'Arco en mars 1999), Chevron Texaco (acquisition de Texaco en octobre 2000) et Total (acquisition de Petrofina en décembre 1998 et de Elf en juillet 1999).

Ce regroupement a permis aux grandes compagnies pétrolières de conserver leur influence malgré la montée en puissance de concurrents offensifs comme les groupes pétroliers russes Lukoil et BP-TNK ou la compagnie gazière Gazprom. Le tableau ci-après présente les principaux indicateurs de performance des 8 grandes compagnies privées figurant dans le classement précédent des 25 premières compagnies pétrolières au niveau mondial.

PRINCIPAUX INDICATEURS DE PERFORMANCE DES MULTINATIONALES EN 2004
Rang	Compagnie	Production huile et gaz		Réserves huile et gaz		Résultat net		Dépenses d'investissement		Capitalisation boursière
		(millions bep/j)	Rg	(millions bep)	Rg	(millions de dollars)	Rg	(millions de dollars)	Rg	(millions de dollars)	Rg
2	Exxon Mobil	4 347	5	22 516	14	25 330	1	14 885	3	328 115	1
5	BP	4 062	6	18 665	17	17 262	3	16 651	1	209 956	2
6	Shell	3 918	7	12 805	21	18 183	2	14 915	2	119 449	4
7	Total	2 576	12	11 104	24	11 973	6	10 797	6	139 192	3
8	Chevron	2 449	13	11 682	23	13 328	4	8 315	9	119 432	5
11	ConocoPhillips	1 792	19	8 724	26	8 129	9	9 496	7	62 390	8
19	Lukoil	1 821	18	20 400	15	4 248	14	3 447	19	24 087	16
20	Repsol YPF	1 172	27	4 960	33	2 429	21	4 713	15	31 906	14
bep : baril équivalent pétrole.
Source : The Energy Intelligence Top 100 : Ranking the World's Oil Companies - édition 2006.

Ces indicateurs mettent en évidence les principales caractéristiques des multinationales dans le secteur de l'énergie, à savoir : d'une part, un résultat net élevé au cours de la période récente avec un effort en matière d'investissement et une importante capitalisation boursière qui soumet ces compagnies à des contraintes de rentabilité financière que n'ont pas les compagnies nationales ; d'autre part, une position relativement modeste en termes de production et un faible niveau de réserves, en particulier, pour le pétrole.

1) Les résultats vertigineux des « majors »

L'actualité récente a été marquée par l'annonce des résultats « historiques » des multinationales et, en particulier, des bénéfices substantiels que ces compagnies ont pu réaliser à la suite de l'envolée des cours du pétrole. Le groupe des cinq « majors » constitué par Shell, BP, Total, Chevron Texaco et Exxon Mobil, a ainsi vu son chiffre d'affaires global progresser de 55 % en deux ans, passant de 740 milliards de dollars, en 2002, à 1 150 milliards de dollars, en 2004. Parallèlement, les bénéfices ont été multipliés par 2,4, passant de 35 milliards de dollars en 2002 à 85 milliards de dollars en 2004 ⁽³⁶⁾.

Les nouveaux records atteints par le prix du baril continuent d'alimenter cette hausse vertigineuse. En 2005, ces cinq compagnies ont, à nouveau, affiché des résultats en forte progression par rapport à 2004 ⁽³⁷⁾ :

- Total a réalisé un chiffre d'affaires supérieur à 143 milliards d'euros, en hausse de plus de 17 %. Le résultat net ajusté du groupe s'est élevé à 12 milliards d'euros, en progression de 31 % ;

- La Royal Dutch Shell a déclaré un profit net de 26 milliards de dollars (+ 4,8 % par rapport à 2004) et un chiffre d'affaires supérieur à 306 milliards de dollars, soit une hausse de plus de 15 % ;

- Chevron Texaco a annoncé une augmentation de profits de 6 % portant son résultat net à plus de 14 milliards de dollars et son chiffre d'affaires à 194 milliards de dollars ;

- BP a affiché un résultat net de 31,9 milliards de dollars (+ 27,6 % par rapport à 2004) et un chiffre d'affaires supérieur à 253 milliards de dollars.

- Enfin, Exxon Mobil a publié un chiffre d'affaires de près de 359 milliards de dollars, soit une hausse de 23,25 %, et un résultat net record égal à 36 milliards de dollars (+ 42,64 % par rapport à 2004), soit un montant équivalent à celui du PIB de la Slovaquie ou de la Croatie ⁽³⁸⁾.

Au total, la flambée des cours de l'or noir alimente les profits de toutes les multinationales dans des proportions telles que « les bénéfices agrégés d'Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Chevron Texaco, Total et ConoccoPhilips devraient atteindre, cette année, 135 milliards de dollars, l'équivalent du PIB de la République tchèque » ⁽³⁹⁾.

Le tableau ci-après retrace l'évolution, en valeur, des résultats des « majors » depuis 2000 :

ÉVOLUTION DU RÉSULTAT DES CINQ MAJORS SUR LA PÉRIODE 2000 - 2004 (en millions de dollars)
Compagnie « major »	2000	2001	2002	2003	2004
BP	9 392	8 456	5 691	10 466	14 088
Exxon Mobil	17 720	15 320	11 460	21 510	25 330
Total	6 350	6 853	6 308	7 944	11 990
Shell	12 719	10 350	9 656	12 313	18 183
Chevron	7 727	3 288	1 132	7 230	13 328
Total majors	53 908	44 267	34 247	59 463	82 919
Source : Bulletin statistique annuel de l'OPEP - édition 2004.

Ces résultats record ne doivent cependant pas masquer le poids relatif des multinationales dans un secteur dominé par les « géants » que constituent les compagnies nationales des pays producteurs. Les cinq « majors » totalisent, en effet, moins de 15 % de la production mondiale de pétrole brut et de gaz naturel. Dans les deux cas, les quatre principaux producteurs sont les compagnies nationales saoudienne (Saudi Aramco), russe (Gazprom), iranienne (National Iranian Oil Co. - NIOC) et mexicaine (Pemex) qui fournissent près des deux tiers de la production totale des trente premiers groupes mondiaux.

La récente envolée des cours, qui a immédiatement entraîné une exceptionnelle embellie des résultats financiers, a par ailleurs conduit à remettre en question dans certains cas - comme en Amérique latine - les termes des contrats liant les compagnies pétrolières aux Etats, notamment ceux fondés sur le système de la redevance.

L'augmentation des prix du brut a en effet ravivé les préoccupations relatives au partage de la rente pétrolière. Les multinationales ont dû faire face à un durcissement des conditions contractuelles ainsi qu'à un allongement de la durée des négociations. Cette situation n'est, certes, pas nouvelle comme l'atteste l'abandon progressif du système des « joint ventures » au profit des contrats de partage de production (CPP) qui « permettent à l'Etat confronté à des difficultés croissantes pour assurer sa participation de déléguer les investissements, les coûts d'exploration, voire la mise en production à la compagnie étrangère qui reçoit en retour une partie de la production.» ⁽⁴⁰⁾. Cette évolution a cependant été accentuée par l'attitude de certains pays comme la Russie ou le Venezuela qui ont fait le choix de restreindre l'accès à leurs ressources naturelles tout en révisant à la hausse leur fiscalité pétrolière. Dans le cas du Venezuela, la renégociation des termes des contrats passés a eu pour conséquence une diminution de la part de certaines compagnies internationales au profit de la compagnie nationale Petroleos de Venezuela (PDVSA). En Bolivie, les autorités ont emprunté une voie similaire sans que la révision des contrats avec les compagnies étrangères, implantées dans le pays, n'ait encore abouti.

NATURE DES CONTRATS D'EXPLOITATION PÉTROLIÈRE ET STRUCTURE DES PRIX

La récente envolée des cours du pétrole a relancé la question du partage des revenus tirés de l'exploitation pétrolière ainsi que de l'utilisation des « pétrodollars ».

D'une manière générale, les règles qui régissent les contrats d'exploration et de production pétrolières peuvent faire l'objet d'une loi ou relever des clauses de confidentialité, selon les cas. Au Tchad, par exemple, c'est une loi qui régit l'affectation des recettes pétrolières et rend obligatoire la publication des conclusions d'un audit externe indépendant effectué par un collège de contrôle et de surveillance des recettes pétrolières ⁽⁴¹⁾. Cette initiative n'est pas isolée et plusieurs pays, notamment d'Afrique, ont manifesté leur intention de participer à l'EITI (Extractive Industries Transparency Initiative) afin d'améliorer la transparence de leurs recettes pétrolières.

Mais, en dépit de ces efforts de transparence, les modalités de répartition de la « rente » pétrolière restent bien souvent confidentielles dans la mesure où elles sont fixées par les contrats conclus entre le pays d'accueil et la compagnie pétrolière qui se voit confier l'exploitation d'un gisement. On distingue généralement trois grands types de contrats qui déterminent les relations entre le pays qui possède un gisement et la compagnie internationale qui l'exploite pour son compte ainsi que le partage des bénéfices qui en découle.

_ Le premier type de contrat est le contrat de concession à marge fixe.

Dans ce cas de figure, la compagnie internationale agit comme un opérateur chargé des investissements et de la maintenance des installations ainsi que de l'exploitation. La marge de la compagnie est fixée au départ et reste stable quelle que soit l'évolution des cours, ce qui peut s'avérer extrêmement profitable au pays d'accueil, en cas de hausse des prix du baril. En revanche, ce mécanisme ne comprend aucune incitation réelle à investir dans l'exploration.

_ Le second type de contrat repose sur un mécanisme de redevance que la compagnie pétrolière verse au pays d'accueil.

Là encore, il s'agit d'une régime de concession où le pays d'accueil reste propriétaire de ses ressources souterraines et où la compagnie contractante dispose du brut qu'elle extrait dans la mesure où elle réalise l'intégralité des investissements. La compagnie doit, en revanche, acquitter une redevance à l'Etat sur chaque baril qu'elle commercialise, en pourcentage des prix de vente. En outre, les résultats que la compagnie génère en fin d'exercice sont soumis à l'impôt sur les sociétés dans le pays hôte. Ce système présente un intérêt certain pour le pays d'accueil dans la mesure où la charge de l'investissement est assumée par la compagnie contractante. L'ampleur de cette charge est évaluée conjointement afin que la compagnie puisse l'amortir sur la durée d'exploitation du gisement (CAPEX).

Contrairement au premier mécanisme à marge fixe, la compagnie pétrolière voit ici ses résultats suivre l'évolution des cours, ce qui peut lui être très favorable en cas de hausse... mais aussi conduire à une demande de révision des termes du contrat.

_ Le troisième type de contrat est le contrat de partage de production.

Dans ce cas, le brut produit reste la propriété du pays hôte pour le compte duquel la compagnie pétrolière opère. Cette compagnie bénéficie de deux types de rémunération :

· D'une part, un prélèvement sur les ventes du pétrole qu'elle extrait, en compensation du montant des investissements qu'elle a réalisés (« cost oil ») ;

· D'autre part, une marge proprement dite qui correspond à un pourcentage de la production (« profit oil »).

Afin que le pays d'accueil dispose de revenus suffisants, le « cost oil » est plafonné ; en revanche, le « profit oil », sur lequel le partage des bénéfices est réalisé, varie en fonction du niveau de production et de la rentabilité de l'exploitation.

Dans ce système, le pays hôte n'engage pas de frais d'investissement ni de production et bénéficie de transferts de technologies de la compagnie contractante qui doit, par ailleurs, embaucher du personnel local. La compagnie opère clairement pour le compte de l'Etat qui devient propriétaire des capacités de production mises en place.

Au total, les excédents record des multinationales s'affichent sur un marché soumis à de fortes tensions sur les capacités de production : en 2004, l'industrie a ainsi été conduite à mobiliser la quasi-totalité des capacités installées dans le monde, ne disposant plus que d'une marge de manœuvre limitée à 1 ou 2 million de barils par jour, essentiellement située en Arabie Saoudite. En cela la situation distingue nettement le choc pétrolier actuel des précédentes crises de 1973 et 1979 où les pays producteurs avaient volontairement réduit les volumes disponibles sur le marché. Aussi la hausse des prix dont bénéficient les compagnies pétrolières, ne peut manquer de soulever la question du niveau d'investissement que ces dernières consentent pour développer leur production et explorer de nouveaux gisements.

2) L'illusion de la puissance

Dans le contexte actuel de demande soutenue de pétrole ⁽⁴²⁾, les multinationales, malgré leurs performances financières, peinent à augmenter substantiellement leur production. Les réserves d'hydrocarbures, concentrées dans un nombre limité de pays, sont principalement aux mains des compagnies nationales des Etats producteurs avec un écart significatif entre NIOC, au premier rang mondial avec 370 milliards de barils équivalents pétrole (bep), et Exxon Mobil dont les 22,5 milliards de bep la placent au 14^ème rang mondial.

Source: The Energy Intelligence Top 100 : Ranking the World's Oil Companies - édition 2006.

Qu'il s'agisse des réserves en pétrole brut ou en gaz naturel, les compagnies nationales saoudiennes, irakiennes, koweïtiennes, iraniennes et vénézuéliennes se placent très loin devant les « majors » qui possèdent moins de 5 % des réserves mondiales.

L'estimation elle-même des réserves d'hydrocarbures reste délicate en l'absence de règles de comptabilisation acceptées par tous. Elle dépend également de facteurs techniques et de considérations économiques - notamment, les perspectives de prix du baril - qui en compliquent la lecture. Ces incertitudes sont à l'origine de controverses qui ont pu fragiliser les multinationales. En 2004, la compagnie Shell a ainsi provoqué un véritable scandale en procédant à des révisions successives de ses réserves prouvées ⁽⁴³⁾ pour finalement conclure à une baisse de 20 %. Ces révisions ont fait peser le soupçon d'une surestimation du potentiel de nouveaux gisements et planer le spectre d'une faillite comparable à celle du groupe Enron.

Lors de son audition par les membres de la Mission d'information, M. Dominique Maillart, Directeur général de la Direction générale de l'énergie et des matières premières au ministère de l'Industrie, concluait que « les informations relatives aux réserves détenues par les majors cotées en bourse sont aujourd'hui fiables car elles sont très contrôlées, mais ces réserves ne représentent qu'une petite part du total, puisque ces compagnies n'assurent que 15 % de la production mondiale ; les données émanant des compagnies d'Etat, qui fournissent 85 % de la production, ne bénéficient en revanche d'aucun contrôle extérieur. L'absence d'homogénéité des méthodes utilisées est une autre source d'incertitude. Au total, les estimations des réserves ne sont jamais parfaitement satisfaisantes, mais les ordres de grandeur sont justes. »

Ainsi la question des réserves fait-elle apparaître une certaine vulnérabilité des multinationales privées sur la scène énergétique mondiale. Vulnérabilité accrue par la difficulté d'accéder à certains marchés et aussi par l'implacable nécessité dans une logique de rentabilité financière de servir l'actionnaire avant d'engager des investissements importants et coûteux sur le long terme.

Certains « marchés » sont totalement ou quasiment inaccessibles. Des pays, comme l'Arabie Saoudite ou le Mexique, où les sociétés nationales disposent d'un monopole pour l'exploration et la production pétrolière, sont fermés aux compagnies étrangères. D'autres pays, comme l'Iraq ou l'Iran s'avèrent, à l'heure actuelle, trop instables pour entreprendre le moindre projet et voient leur production baisser, en dépit de leur énorme potentiel.

Comme l'a souligné M. Olivier Appert, Directeur de l'Institut français du pétrole (IFP), si ces compagnies réussissent encore à obtenir des marchés de gaz - produit dont l'exploitation est plus complexe et dont la commercialisation suppose un lien étroit entre le producteur et le consommateur -, « elles restent globalement à la porte des pays producteurs ».

D'après les informations fournies par Total ⁽⁴⁴⁾, les investissements mondiaux réalisés dans l'exploration et le développement ont été doublés en dix ans, pour atteindre 215 milliards de dollars, en 2005. Les cinq « majors » ont contribué à cet effort à hauteur de 47 milliards de dollars (22 %), les compagnies nationales des Etats membres de l'OPEP pour 14 milliards de dollars (7 %) et les autres compagnies nationales des pays producteurs, à hauteur de 52 milliards de dollars soit 24 % du total des investissements réalisés en 2005.

L'actualité récente incite à se demander si de tels efforts sont suffisants. Les fuites apparues en mars puis en août 2006 dans le champ pétrolifère de Prudhoe Bay, en Alaska, témoigne, en effet, de défaillances de la compagnie BP dans l'entretien de ses oléoducs. A une échelle plus large, il apparaît que les capacités mondiales de raffinage étaient, en 2004, au même niveau qu'en 1980, « en partie du fait de la faiblesse de la rentabilité de cette activité pour les majors » ⁽⁴⁵⁾. Or, l'enjeu actuel va bien au-delà de l'entretien des infrastructures existantes : il importe aujourd'hui de préparer l'avenir en développant de nouvelles capacités de production ainsi que les innovations technologiques de nature à favoriser l'utilisation de nouvelles formes d'énergie.

Mais les multinationales ne sont plus les seules à disposer des technologies de pointe et doivent faire face à la concurrence de sociétés d'ingénierie comme Schlumberger et Halliburton qui proposent des prestations clés en mains.

En dépit de ce manque d'opportunités et d'un renforcement de la concurrence, les multinationales représentent de très importantes compagnies cotées en Bourse. Soumises à la volonté de leur actionnariat, avant tout soucieux de la valorisation de son investissement, elles sont amenées à mettre l'accent sur la réduction des coûts afin de pouvoir procéder à une redistribution des bénéfices. Paradoxalement, leur niveau élevé de capitalisation boursière ne garantit pas toujours aux multinationales un accès privilégié aux financements : lors du rachat, en août 2005, de la compagnie Unocal, Chevron n'a ainsi pas été en mesure de renchérir sur les propositions de la compagnie nationale chinoise China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), avec une offre de 16,8 milliards de dollars contre 18,5 milliards de dollars ⁽⁴⁶⁾. Parallèlement, confrontées à la nécessité d'accroître leurs volumes de production, les multinationales doivent s'agrandir, comme ce fut le cas à la fin des années 1990, et développer des innovations technologiques. A cet égard, l'année 2005 a connu des opérations financières de grande ampleur, similaires à celles des années 1998 et 1999 : environ 130 milliards de dollars de valeurs en réserves de pétrole et de gaz ont ainsi changé de main, avec les rachats du producteur de gaz nord-américain Burlington Resources par ConocoPhillips et de la compagnie Unocal par Chevron, ce qui a représenté une hausse de 126 % par rapport à 2004 ⁽⁴⁷⁾.

En définitive, ces exigences de rentabilité financière, d'une part, et d'investissement à long terme, d'autre part, participent de logiques contradictoires et peuvent placer les compagnies internationales dans une situation intenable, en cas de chute du prix du pétrole. L'évolution récente des cours laisse entrevoir une plus grande vulnérabilité des multinationales que leurs profits colossaux ne tendent à le faire penser.

B - Les compagnies nationales des Etats producteurs sur le devant de la scène

La croissance de la consommation mondiale de pétrole et de gaz se traduit par une compétition plus forte pour l'accès aux ressources ainsi qu'un pouvoir accru des pays producteurs et de leurs compagnies nationales.

Ces compagnies pèsent, en effet, un poids considérable sur la production, avec une domination incontestée de la compagnie saoudienne, Saudi Aramco dont la production de pétrole s'élève à 9,8 millions de barils par jour. Lors de son audition par la Mission d'information, M. Thierry Desmarest, Président-Directeur général de Total résumait cette situation en déclarant : « les vrais géants ne sont pas les compagnies pétrolières internationales mais les compagnies nationales des pays producteurs, en Arabie Saoudite, en Russie, en Iran ou au Mexique ; s'agissant du niveau de production, Exxon Mobil descend même à la douzième place et Total à la vingt-quatrième, avec un potentiel limité à 4 % de celui des leaders saoudiens et iraniens ». »

Maîtresses de la production mondiale, les compagnies nationales le sont aussi des réserves d'hydrocarbures, comme cela a été souligné précédemment. Les compagnies font donc figure de « géants » par rapport aux compagnies internationales privées. Cette position hégémonique ne doit cependant pas donner l'impression d'un bloc homogène : les structures et les stratégies de ces compagnies sont extrêmement diversifiées, en fonction des différents intérêts des Etats qui les contrôlent. Au-delà de cette diversité, leur expansion continue au cours de ces dernières années jette un éclairage nouveau sur les enjeux géopolitiques liés à l'énergie.

1) Une stature de « géants » plus ou moins autonomes

Le marché pétrolier a longtemps été dominé par le modèle anglo-saxon des compagnies privées, verticalement intégrées et fortement internationalisées. Les nationalisations opérées par les pays producteurs, à partir des années 70, sont à l'origine de l'émergence d'un modèle alternatif, celui des grandes entreprises d'Etat centralisées.

Au-delà de cette grande distinction, il apparaît que les compagnies nationales ont, en réalité, des structures variées qui dépendent essentiellement du degré de contrôle que l'Etat exerce sur leurs activités et leur stratégie. Lors de son audition par la Mission d'information, M. Bruno Weymuller, Directeur de la stratégie et de l'évaluation des risques de Total, a suggéré une typologie des compagnies nationales en distinguant trois catégories.

La première catégorie regroupe « les sociétés nationales complètement liées aux autorités de leur pays, sous contrôle de l'Etat ». Ces sociétés ne disposent quasiment d'aucune autonomie dans la mesure où les revenus pétroliers représentent l'essentiel des recettes d'exportation qui alimentent le budget national. C'est notamment le cas des compagnies Saudi Aramco en Arabie Saoudite, PDVSA au Venezuela ou de la National Iranian Oil Corporation (NIOC) en Iran. A titre d'exemple, la compagnie Petroleos Mexicanos (Pemex), qui entre dans cette catégorie, ne dispose pas de réelle indépendance opérationnelle et contribue, de manière significative, au financement du budget de l'Etat mexicain (Pemex apporte entre 33 et 37 % des recettes fiscales fédérales). En outre, le régime spécial d'impôts auquel cette compagnie est soumise a joué au détriment de sa santé financière ; « cette contrainte a entravé la possibilité pour Pemex d'investir dans des domaines vitaux pour la bonne marche de l'entreprise tels que le renouvellement des réserves et les projets nécessaires au développement de l'industrie» ⁽⁴⁸⁾. L'annonce récente du déclin du principal gisement de Cantarell vient pourtant confirmer la nécessité pour la compagnie mexicaine de renforcer ses investissements.

La deuxième catégorie comprend les compagnies nationales qui « plus ouvertes, ont une vocation internationale plus affirmée » et dont l'objectif principal est d'approvisionner leur pays en investissant à l'étranger. Les compagnies chinoises SINOPEC (Société générale de l'industrie pétrochimique de Chine), China National Petroleum Corporation (CNPC) et China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) entrent dans cette catégorie, même si l'Etat conserve un contrôle total sur ces compagnies ainsi que l'intégralité des sièges et droits de vote dans les conseils d'administration.

Enfin, la troisième catégorie est constituée de compagnies nationales dont les missions, plus ouvertes et mixtes, sont très proches des activités des grandes sociétés internationales privées. C'est le cas, par exemple, de la compagnie norvégienne Statoil qui bénéficie d'une large autonomie financière et de gestion, l'Etat n'intervenant, en principe, pas directement dans la prise de décision stratégique. Entre également dans cette catégorie la compagnie brésilienne Petrobras, détenue à un peu plus de 30 % par l'Etat qui dispose, en revanche, de la majorité des droits de vote. Contrôle public et ouverture à la concurrence résultent d'un accord politique, conclu en 1995, qui a permis à cette société de s'associer à d'autres entreprises pour exploiter les grands gisements offshore ainsi qu'à des multinationales étrangères pour chercher de nouvelles réserves dans les bassins sédimentaires du pays ⁽⁴⁹⁾. Gérée comme une entreprise privée, Petrobras a développé une stratégie d'internationalisation de sa production : en 2004, les ventes de ses filiales à l'étranger représentaient 10,4 % de son chiffre d'affaires.

Certains pays échappent partiellement à cette typologie comme la Russie où coexistent, pour l'heure, différentes formes de propriété. C'est ainsi qu'à côté du géant gazier Gazprom, dont le capital est détenu à hauteur de 51 % par l'Etat, on trouve des compagnies totalement privées comme Lukoil ou partiellement privées comme Surgutneftegaz. L'Etat s'est néanmoins assuré d'un contrôle majoritaire des actions des compagnies qualifiées de stratégiques et contrôle, au total, un peu plus de 30 % de la production pétrolière en 2006. Cette réorganisation s'est accompagnée d'un durcissement des conditions d'accès aux ressources en hydrocarbures du pays, les licences d'exploration et de développement jugées stratégiques bénéficiant, en grande partie, aux compagnies dont l'Etat est actionnaire principal (Rosneft, Gazprom) ou bénéficient de son soutien (Lukoil, Surgutneftegaz) ⁽⁵⁰⁾. Cet interventionnisme vise à favoriser la création de grandes compagnies d'hydrocarbures intégrées ⁽⁵¹⁾ en fusionnant les secteurs gazier et pétrolier. Il traduit une reprise en main du secteur par l'Etat, soucieux de l'orienter en fonction de ses priorités et intérêts stratégiques.

Quel que soit leur degré d'autonomie, ces compagnies dominent largement le secteur de l'énergie aussi bien pour le pétrole que pour le gaz. Au cours des cinq dernières années, elles ont connu une progression importante, qu'explique, en partie, le fort activisme des compagnies nationales des pays émergents.

2) Une expansion continue des compagnies des pays émergents

La période récente a été marquée par une accélération de l'expansion des compagnies nationales, en particulier celles de pays où la demande énergétique croît le plus rapidement, comme la Chine ⁽⁵²⁾ ou, dans une moindre mesure, l'Inde. Ces pays, dont la production domestique est en baisse et ne permet pas de satisfaire les besoins importants de leurs économies, cherchent, en effet, à sécuriser leur accès à des ressources, notamment pétrolières. Leurs compagnies nationales ont donc été conduites à développer une politique active d'acquisitions à l'étranger.

Les compagnies chinoises figurent parmi les compagnies nationales les plus tournées vers l'extérieur, réalisant près de 40 milliards de dollars d'acquisitions ⁽⁵³⁾ au cours de ces dernières années. Les quatre compagnies les plus importantes que sont Petrochina (qui fournit 65 % de la production chinoise), SINOPEC, China National Offshore Oil Corp. (CNOOC) et China National Petroleum Corp. (CNPC), ont engagé des capitaux dans un grand nombre de pays, parmi lesquels le Kazakhstan, le Soudan, l'Iran, le Venezuela et la Russie, afin de diversifier leurs fournisseurs. M. Bruno Weymuller, Directeur de la stratégie et de l'évaluation des risques de Total, relève que les trois premières compagnies occupent encore une place assez faible « mais elles consacrent désormais d'énormes moyens pour leur développement international ».

Le tableau ci-après retrace les opérations de prises de participation réalisées, en 2005, par ces compagnies :

PRISES DE PARTICIPATIONS CHINOISES EN 2005
Cible	Acquéreur	Montant (en dollars)
Petrochina International (Australie)	China National Petroleum (CNPC), Petrochina	500 millions
PetroKazakhstan	China National Petroleum (CNPC)	5 milliards
Unocal (Etats-Unis) Offre retirée en août 2005	China National Offshore Oil Co. (CNOOC)	18,5 milliards
Source : ambassade de France en Chine - mission économique de Pékin.

La tentative de reprise de la compagnie Unocal, évoquée précédemment, a finalement échoué, suite à une intense mobilisation de certaines personnalités politiques américaines, conduisant au rachat de la neuvième compagnie pétrolière américaine par Chevron. Dans la mesure où l'offre de la compagnie chinoise CNOOC était bien supérieure à celle de Chevron, cette affaire a clairement mis en évidence « certaines limites désormais atteintes par le libéralisme et les lois du marché en matière pétrolière » ⁽⁵⁴⁾. En revanche, dans le même temps, la compagnie CNPCI, filiale à 100 % de la China National Petroleum Corp. (CNPC), est parvenue à acquérir la compagnie PetroKazakhstan, opération qui a représenté l'investissement le plus important jamais réalisé hors de Chine. Ce fort activisme des compagnies nationales chinoises se manifeste sur tous les continents, la société CNOOC ayant récemment obtenu des droits de forage au Kenya tandis que SINOPEC participerait, aux côtés de la compagnie Rosneft, au rachat du russe Udmurtneft.

Une stratégie similaire a été adoptée par la compagnie nationale indienne Oil and Natural Gas Corp. (ONGC) qui a pris des participations dans quatorze pays (parmi lesquels le Vietnam, la Russie, le Soudan, l'Iran, la Libye, la Syrie, etc.), investissant environ 3,5 milliards de dollars à l'étranger ⁽⁵⁵⁾.

Appartenant à l'Etat, les compagnies nationales, sur lesquelles ne pèsent pas les mêmes objectifs de rentabilité que les multinationales, peuvent réaliser des acquisitions en fonction de critères plus souples d'investissements. Dans un entretien accordé au journal Le Monde ⁽⁵⁶⁾, M. Robert Mabro, Président de l'Oxford Institute for Energy Studies, analysait cette marge de manœuvre supplémentaire de la manière suivante : « Les compagnies chinoises sont prêtes à explorer des pays boudés par les majors, comme le Soudan, en acceptant d'exploiter les gisements les plus difficiles et les plus coûteux. Les actionnaires des grandes compagnies exigent des taux de rentabilité de 20 % et des coûts d'exploitation relativement bas pour réduire les risques (...). Un nouveau venu peut très bien se contenter d'un taux de rentabilité de 15 % calculé sur des coûts d'exploitation plus élevés d'autant plus facilement que les cours à la vente le sont également, ce qui accroît son champ d'action. »

Grâce à cette internationalisation croissante, les compagnies nationales chinoise et indienne sont désormais en mesure de fournir du pétrole et du gaz à leur marché national, ce qui confirme la volonté de leurs Etats de renforcer la sécurité de leurs approvisionnements énergétiques. Cette évolution traduit une réelle montée en puissance des compagnies nationales des pays producteurs qui incite à penser que « les vrais maîtres du monde de l'énergie siègent moins au board d'Exxon Mobil ou de Shell qu'au conseil d'administration de Gazprom ou Saudi Aramco » ⁽⁵⁷⁾.

Faut-il en conclure que les multinationales risquent, à terme, d'être totalement évincées de la scène énergétique ? De nombreuses compagnies nationales ont un faible niveau d'investissements et, encore aujourd'hui, recherchent des apports technologiques et financiers extérieurs pour développer leurs projets. C'est notamment le cas de la compagnie mexicaine Pemex qui envisage d'exploiter un gisement de gaz en eaux profondes, projet dont la réalisation nécessite une ouverture aux capitaux privés. De même, la compagnie Gazprom est actuellement fragilisée par la faiblesse de ses investissements et court le risque de ne pouvoir assumer ses projets sans un partenariat avec des compagnies étrangères disposant de la technologie qui lui fait défaut.

Un espace existe donc pour la collaboration entre compagnies nationales et multinationales privées que certains Etats exploitent plus que d'autres. Qatar Petroleum (QP), par exemple, a conclu un accord avec Shell pour lancer un projet de gaz naturel liquéfié qui vient s'ajouter aux accords de plusieurs milliards de dollars qui existent déjà avec Exxon Mobil et ConocoPhillips. D'autres accords de coopération ont été signés entre la compagnie algérienne Sonatrach et BP ou encore entre la compagnie nationale indienne ONGC et Shell. Ces exemples de coopération conduisent à des transferts de savoir-faire importants qui ont permis à certaines compagnies nationales de se spécialiser dans des domaines comme la fourniture de gaz naturel liquéfié pour Sonatrach et la compagnie malaisienne Petronas.

Dans le même temps, le dialogue entre compagnies nationales tend à s'intensifier pour la réalisation de projets communs comme le développement des champs pétrolifères vénézuéliens, par exemple, qui fait l'objet d'un « joint venture » entre Petroleos de Venezuela (PDV) et la compagnie chinoise CNPC. Des coopérations se mettent ainsi en place sur fond de bonnes relations entre gouvernements soucieux de renforcer leur indépendance énergétique. Parallèlement, « la crise actuelle, en favorisant une certaine prise de conscience de la gravité de la situation pour les Etats consommateurs, pourrait bien dans certains cas contribuer à resserrer les liens entre compagnies pétrolières et pouvoirs politiques » ⁽⁵⁸⁾.

3) Des compagnies symboles de la souveraineté énergétique

Puissances économiques, les compagnies nationales incarnent également la souveraineté pétrolière et gazière des pays producteurs. La nationalisation des concessions, intervenue dans les années 1970, a, en effet, inversé les rapports de force entre les multinationales privées et les pays producteurs : d'unités de production verticalement intégrées, les compagnies internationales sont devenues des « acheteurs de brut, à égale distance entre producteur et raffineur » ⁽⁵⁹⁾ ; pour leur part, les Etats producteurs ont affirmé leur droit de propriété sur les ressources en hydrocarbures dont leur sol regorge. Parallèlement, une nouvelle logique de cartel s'est instaurée : au regroupement des « sept sœurs », les grandes majors qui dominaient jusqu'alors le marché, a succédé l'OPEP qui détient, depuis 1973, d'importants leviers de décision sur la fixation des prix du pétrole.

Détenant 79 % des réserves mondiales de pétrole et réalisant environ 70 % des exportations, l'OPEP a, en effet, instauré une politique des quotas de production dont l'incidence reste décisive sur l'évolution des cours du brut. Les chocs pétroliers de 1973 et de 1979 ont illustré de manière spectaculaire l'impact de cette politique de contingentement de l'offre mais aussi les effets pervers que l'utilisation de « l'arme du robinet » ⁽⁶⁰⁾ peut avoir.

Ces deux crises ont, par ailleurs, rappelé que l'OPEP, regroupement d'Etats souverains, n'est pas un acteur uniquement économique mais aussi, et surtout, politique. Or, à partir du moment où ses membres n'avaient plus pour intérêt commun de régler leur contentieux avec les multinationales, la question de la cohésion interne de l'organisation était posée. De fait, cette cohésion est fragile et toute divergence d'intérêt entre les membres de l'OPEP est susceptible de se refléter dans l'évolution des cours, comme l'a illustré l'effondrement des prix du pétrole en 1998-1999, à la suite, notamment, du conflit entre le Venezuela et l'Arabie Saoudite ⁽⁶¹⁾. Le risque semble toutefois circonscrit en raison de la très grande dépendance des pays producteurs de l'organisation vis-à-vis des revenus pétroliers. Cette dépendance constitue le véritable « ciment » de l'OPEP dans la mesure où « une chute importante des prix sera jugée politiquement inacceptable à cause de ses conséquences sur les régimes en place (...) » ⁽⁶²⁾.

De la même manière que les Etats consommateurs s'inquiètent de la sécurité de leurs approvisionnements, les Etats producteurs revendiquent la sécurisation de leurs débouchés. Et l'enjeu n'est pas mince : l'OPEP a, en effet, vu ses revenus atteindre 513 milliards de dollars en 2005, soit une hausse de 45 % par rapport à 2004 ⁽⁶³⁾ ! Dans ces conditions, on comprend que les membres de l'OPEP n'ont pas forcément intérêt au repli récent du brut ⁽⁶⁴⁾ et envisagent de réduire leur production ⁽⁶⁵⁾. Dans le même temps, la persistance de prix élevés fait courir le risque d'une croissance de la production hors OPEP émanant de pays comme la Russie ou de multinationales dont les budgets d'investissement sont en hausse.

Ces considérations mettent en lumière toutes les ambiguïtés de « l'arme du robinet » qui suppose, de surcroît, l'instauration d'une discipline de production, difficile à faire respecter. Elles ont conduit certains à s'interroger sur l'utilité de l'OPEP dans un contexte de prix élevés et de faibles capacités excédentaires de production de ses membres. Au cours de la période récente, l'OPEP ne disposait, en effet, que de très peu de capacités inutilisées (inférieur à 0,5 Mb/j) ne permettant pas de détente des cours et exacerbant le moindre problème d'approvisionnement sur un marché extrêmement tendu.

En définitive, même si son rôle reste déterminant, l'OPEP ne paraît plus aujourd'hui en mesure de dominer la scène énergétique mondiale, comme elle a pu le faire dans les années 1970. L'heure semble être davantage au regain du nationalisme énergétique : les égoïsmes nationaux s'affirment à travers une volonté des pays producteurs de reprendre en main l'utilisation de leurs ressources en hydrocarbures ainsi que les profits qu'ils peuvent en tirer. Au Venezuela, par exemple, le Président Hugo Chavez a révisé la fiscalité pétrolière et contraint les compagnies pétrolières exploitant des gisements marginaux à céder leur majorité à la compagnie nationale PDVSA tandis qu'en Bolivie, le Président Evo Morales a ordonné la reprise du contrôle des champs de gaz du pays. Pour sa part, le Président Vladimir Poutine s'est montré intransigeant sur la gestion de la manne gazière russe en réaffirmant le monopole de Gazprom sur le transport de gaz. A cette exigence des Etats producteurs d'une redistribution des revenus pétroliers et gaziers qui leur soit plus favorable s'oppose la volonté des Etats consommateurs de sécuriser leurs approvisionnements. Chaque Etat est donc conduit à développer une « diplomatie énergétique » qui n'est, certes, pas nouvelle, mais se durcit à l'heure où les ressources en hydrocarbures se font plus rares et où leurs prix s'envolent.

Et M. Jeroen Van der Veer, Président-Directeur général de Shell de conclure : « Plus les prix du pétrole et du gaz augmentent, plus on pense en termes nationaux. C'est une réalité nouvelle. A la fin, les gouvernements sont toujours le patron » ⁽⁶⁶⁾.

CHAPITRE II

______

LA CRISE ÉNERGÉTIQUE :

UNE CRISE PLANÉTAIRE

I.

Le Moyen-Orient : des Etats fragiles
peuvent-ils rester les fournisseurs du monde ?

Repères

En 2004, le Moyen-Orient possédait près des deux tiers des réserves mondiales prouvées de pétrole et 40 % des réserves de gaz naturel. Mais il assure seulement 30 % de la production mondiale de pétrole et 10 % de celle de gaz naturel.

La consommation d'énergie y est encore faible (6 % du pétrole et 8 % du gaz consommé dans le monde), mais elle augmente rapidement.

Situé aux confins de l'Europe, de l'Afrique et de l'Asie, le Moyen-Orient occupe une position centrale qui lui permet d'alimenter tous les continents en hydrocarbures (cf. carte à la fin de l'exposé sur le Moyen-Orient). Si près des deux tiers des exportations pétrolières de la région sont à destination de la zone Asie-Pacifique, une part non négligeable bénéficie à l'Europe et une autre aux Etats-Unis. Mais, à la suite de la réussite de leur politique de diversification géographique, ceux-ci ne se fournissent au Moyen-Orient qu'à hauteur d'environ 15 % de leur consommation, dont plus de la moitié provient d'Arabie Saoudite.

Aujourd'hui, le Moyen-Orient ne produit ni n'exporte un volume d'hydrocarbures à la hauteur des réserves dont il dispose. Cette situation est en partie le résultat de choix politiques et économiques, en partie la conséquence de contraintes internes aux différents pays. La région est composée d'Etats qui présentent des caractéristiques très contrastées, depuis les minuscules monarchies comptant quelques centaines de milliers d'habitants à la vaste République islamique d'Iran peuplée de plus de 70 millions de personnes. Mais tous présentent, à un degré plus ou moins élevé, une dépendance vis-à-vis des exportations pétrolières.

MM. François Loncle et Axel Poniatowski ont été chargés par les membres de la Mission d'information d'analyser les enjeux énergétiques au Moyen-Orient. Ils ont choisi d'effectuer un déplacement en Iran, où contrairement au Golfe persique, l'avenir proche, politique comme économique, est très incertain. C'est essentiellement à cause du dossier nucléaire que la République islamique est aujourd'hui au premier plan des préoccupations de la communauté internationale, mais son poids actuel et futur sur la scène des hydrocarbures joue un rôle essentiel dans le positionnement des différents Etats vis-à-vis de cette crise. Quoiqu'il présente des particularités par rapport aux autres grands pays producteurs d'hydrocarbures de la région, l'Iran s'avère un exemple riche et très intéressant pour une étude sur les rapports entre géopolitique et énergie.

La question centrale concernant le Moyen-Orient est celle de la place que cette région occupera dans l'avenir parmi les producteurs de pétrole et de gaz : alors que les spécialistes annoncent une nouvelle concentration de l'offre pétrolière au profit de cette région, les Etats producteurs sauront-ils surmonter leurs fragilités internes et externes pour répondre à l'augmentation de la demande ? Pour ce qui est du gaz, dont les réserves sont mieux réparties à travers le globe, le Moyen-Orient parviendra-t-il à renforcer sa place parmi les zones de production ?

Les développements qui suivent relatifs à l'Iran se fondent en grande partie sur les informations et les éléments recueillis par MM. Loncle et Poniatowski qui ont effectué dans le cadre de la Mission d'information un déplacement en Iran en septembre 2006.

A -Le Moyen-Orient bientôt en situation de monopole sur le marché pétrolier ?

Malgré les efforts réalisés, depuis les années 1970, par les pays importateurs de pétrole pour diversifier leurs fournisseurs, le Moyen-Orient ne va pas seulement rester un producteur incontournable, mais, étant donné l'importance de ses réserves, il devrait logiquement voir croître sa part dans la production et l'exportation.

Mais cet enchaînement logique pourrait se heurter à la réalité des situations politiques et économiques des pays de la région.

1) Près des deux tiers des réserves prouvées de pétrole sont situés au Moyen-Orient

En 1944, les Etats-Unis détenaient 40 % des réserves mondiales de pétrole, le Moyen-Orient 30 %, l'Union soviétique et l'Amérique du Sud (essentiellement le Venezuela) se partageant la part restante. Aujourd'hui, le Moyen-Orient disposerait de 63,3 % des réserves mondiales prouvées, très loin devant les autres régions du monde, qui en possèdent chacune moins de 10 %.

Les cinq pays qui possèdent les réserves de pétrole les plus importantes sont situés dans le Golfe persique :

PAYS POSSÉDANT PLUS DE 2 % DES RÉSERVES MONDIALES PROUVÉES DE PÉTROLE EN 2004
Rang	Pays	Réserves prouvées (en milliards de barils)	Part des réserves mondiales (en %)
1	Arabie Saoudite	262,7	22,9
2	Iran	130,7	11,4
3	Irak	115	10
4	Emirats Arabes Unis	97,8	8,5
5	Koweït	96,5	8,4
6	Venezuela	78	6,8
7	Russie	69,1	6
8	Libye	36	3,1
9	Nigeria	34,3	3
10	Etats-Unis	30,7	2,7
11	Chine	23,7	2,1
Source : BP statistical review of energy, 2004.

Au rythme actuel de production, les réserves prouvées de l'ensemble du Moyen-Orient équivalent à quatre-vingt-dix années d'exploitation.

Régulièrement réévaluées à la hausse - ce qui a encore été le cas en mars 2005, après de nouvelles découvertes qui les ont portées à 137 milliards de barils -, les réserves iraniennes assurent au pays environ cent ans de production, au taux d'extraction actuel. Elles sont localisées à hauteur de 90 % on shore, au sud-ouest du pays, dans les provinces du Lorestan et du Khouzestan ; les 10 % restant sont situées offshore, dans le Golfe persique. Aux réserves prouvées s'ajoutent des réserves probables, en mer Caspienne, estimées entre 20 et 40 milliards de barils. La richesse pétrolière iranienne est considérable, et ne s'épuisera pas de sitôt.

Ainsi, même si l'importance des réserves dans un pays ne se traduit pas nécessairement par un haut niveau de production, la concentration des réserves au Moyen-Orient permettra à cette région de continuer à produire du pétrole en grande quantité dans l'avenir.

2) La production du Moyen-Orient devrait, théoriquement, augmenter

Entre 1945 et 1973, la part du Moyen-Orient dans la production mondiale est passée de moins de 10 % à 37 %. Les deux hausses brutales du prix du pétrole en 1973 et 1979 ont entraîné une baisse de la demande et permis l'exploitation de ressources situées dans les pays n'appartenant pas à l'OPEP, qui n'était pas rentable auparavant. Si, en 1979, les pays de l'OPEP assuraient près de 50 % de la production, cette part ne dépassait guère 30 % en 1985.

Mais, depuis les années 1990, ce sont les pays du Moyen-Orient qui ont, pour l'essentiel, répondu à l'augmentation de la demande. L'Arabie Saoudite a par exemple accru progressivement sa production d'un quart, tandis que l'épuisement de leurs réserves conduisait les Etats-Unis à réduire la leur de 15 %. En 2000, les dix premiers producteurs ont fourni 70 % du total mondial réparti entre l'OPEP (41,5 %), l'OCDE (28 %), l'ancienne Union soviétique (11 %) et le reste du monde (19,5 %).

En 2003, le Moyen-Orient produisait 29,6 % du pétrole mondial, alors qu'il détenait 63,3 % des réserves. Mais l'AIE prévoit une augmentation de la part de la production du Moyen-Orient dans les prochaines années : elle devrait atteindre 33,3 % en 2010 et 48,3 % en 2020, ce qui correspondrait à un doublement de sa production totale entre 2000 et 2020. Cette production, actuellement de l'ordre d'un milliard de tonnes par an, devrait encore augmenter dans la décennie suivante pour atteindre 2,5 milliards de tonnes en 2030. Ces estimations reposent sur un certain nombre d'incertitudes, en particulier les nouvelles découvertes de pétrole, le développement de la production de pétrole non-conventionnel et l'évolution du prix du pétrole. Mais la tendance à la reconcentration de la production est présentée comme incontournable par de nombreux spécialistes : « (...) l'importance des réserves de cette région, la stabilisation ou la diminution de la production non-OPEP rendent inéluctable, à plus ou moins brève échéance, une remontée de la part du Golfe dans la production mondiale à certainement plus de 40 % ». ⁽⁶⁷⁾

Ce raisonnement repose sur l'idée que, les réserves de pétrole situées dans le reste du monde s'épuisant progressivement, celles que renferme le Moyen-Orient devront être utilisées pour satisfaire des besoins croissants. Or, rien ne garantit que cet enchaînement logique se réalisera.

M. Pierre Noël, responsable des études sur l'énergie à l'IFRI, a, devant la Mission, contesté le caractère inévitable de cette reconcentration de l'offre : « Notre dépendance vis-à-vis du Moyen-Orient est un phénomène largement exagéré. Cette région n'a pas produit depuis quarante ans plus de pétrole que les pays de l'OCDE, même si le Moyen-Orient dispose de ressources bien plus importantes. Depuis plusieurs décennies on prédit que le Moyen-Orient va s'imposer dans le jeu mondial en raison de sa capacité à produire du pétrole ; on constate que cette prophétie ne se réalise pas et que cette région continue de représenter 30 % de l'offre mondiale, ni plus ni moins. Par ailleurs on observe un processus de diversification de l'offre de pétrole ce qui a conduit à une relativisation du poids des pays producteurs les plus importants et de l'OPEP. De nombreux producteurs de taille moyenne sont apparus sur la scène internationale. En fait le problème de concentration de l'offre que l'on dénonce ou que l'on craint ne correspond pas à la réalité. Du point de vue de la diversification de l'offre pétrolière, on pourrait se satisfaire du maintien de l'état actuel des choses. »

Il considère « qu'il existe une relation inverse entre l'évolution [du] prix [du pétrole] et la production du Moyen-Orient » et que « plus le prix de ce produit augmentera plus nous pourrons nous affranchir de notre dépendance à l'égard de cette région. » En effet, il souligne que l'augmentation du prix du pétrole permet de rentabiliser l'exploitation de ressources pétrolières dans d'autres régions du monde. On pourrait lui objecter que cette réalité théorique ne se traduit pas immédiatement dans les faits, notamment à cause de l'importance des investissements nécessaires à toute nouvelle exploitation, laquelle est encore plus élevée pour les ressources à l'exploitation complexe. Mais, de même, sans des investissements considérables, le niveau de la production du Moyen-Orient n'atteindra jamais les prévisions de l'AIE.

M. Pierre Noël affirme ainsi dans un article récent que « la principale raison pour laquelle la concentration sur le Moyen-Orient pourrait ne pas se produire est la stagnation, ou la croissance très limitée, des capacités de production du Golfe persique » ⁽⁶⁸⁾, qui serait la conséquence d'un sous-investissement dans l'industrie pétrolière de la région. Il reconnaît ainsi la pertinence du schéma d'évolution défendue par l'AIE, tout en conditionnant sa réalisation à un niveau d'investissement suffisant.

La fragilité de la plupart des pays exportateurs de pétrole de la région conduit à douter que cette condition soit remplie dans les prochaines années, et ce d'autant plus que l'augmentation de la production n'est pas nécessairement dans l'intérêt des Etats concernés.

La réalisation des projections économiques fondées sur une réalité physique (la part des réserves présentes dans la région) se heurte en effet à la situation économique, politique et géopolitique des pays exportateurs de pétrole.

B - Des pays exportateurs fragiles

Alors que le Moyen-Orient pourrait produire plus de pétrole qu'il ne le fait, ce sont actuellement les incertitudes relatives au maintien de son niveau de production et d'exportation qui inquiètent les pays consommateurs et contribuent aux prix élevés des hydrocarbures. Les pays de la région producteurs de pétrole, dont aucun n'est véritablement démocratique, présentent des risques d'instabilité interne et externe, qui ne favorisent pas la réalisation des investissements dont le secteur pétrolier a besoin.

1) Des pays très dépendants des exportations pétrolières

Si les gros consommateurs d'hydrocarbures se plaignent de leur dépendance vis-à-vis des pays producteurs, et en particulier du Moyen-Orient, les pays exportateurs sont quant à eux dépendants des recettes pétrolières. M. John V. Mitchell affirme même que « la dépendance des pays exportateurs vis-à-vis du commerce pétrolier est en réalité plus grande que celle des pays importateurs ». ⁽⁶⁹⁾

En effet, l'augmentation du prix du pétrole entre 2002 et 2005 n'a représenté que 1,24 % du PIB mondial, mais 33,2 % du PIB des exportateurs de pétrole. Les revenus provenant de l'exportation des pays de l'OPEP auraient augmenté de 43 % entre 2004 et 2005.

En 2004, les paiements du compte courant (revenus des biens, services, transferts et investissements réels) étaient couverts par les exportations pétrolières à hauteur de 68 % en Iran, 53 % au Koweït, 67 % en Arabie Saoudite et 71 % aux Emirats arabes unis. Cette forte dépendance constitue un défi pour les pays du Golfe persique : ils doivent protéger leur capacité à importer les biens et services étrangers nécessaires à la poursuite de la croissance de leur économie, malgré les fluctuations des revenus des exportations pétrolières, lesquelles sont liées aux prix internationaux et à la demande mondiale.

En outre, la croissance rapide de la demande intérieure de pétrole, observée chez tous les principaux exportateurs, va contribuer à réduire les volumes destinés à l'exportation et leurs recettes.

Ces pays se trouvent confrontés à la nécessité de développer leur économie non pétrolière, ce qui est aussi un moyen de créer des emplois alors que l'industrie pétrolière requiert une main-d'œuvre peu nombreuse. Mais les possibilités d'un tel développement ne sont pas les mêmes dans tous les pays. Certains, comme le Koweït et Abou Dhabi, ont mené depuis des années une politique délibérée d'investissements à l'étranger pour remplacer les actifs pétroliers à mesure qu'ils se réduisaient.

L'Iran a créé en 2000 un fonds de stabilisation pétrolier initialement destiné à prévenir un éventuel retournement des cours du brut (80 % des recettes d'exportation iraniennes proviennent de la vente de brut) et à aider au financement du secteur privé. Mais il s'avère que ce fonds a été dévoyé de son objet initial et qu'il finance des dépenses du gouvernement, les importations de produits raffinés (qui ont représenté 4,5 milliards de dollars en 2004-2005 et sont estimées à 5,4 milliards de dollars pour 2005-2006), indispensables pour combler le déficit de la capacité de raffinage du pays, et surtout le déficit public (de 4,7 milliards de dollars en 2004-2005 et 8 milliards de dollars en 2005-2006). Le FMI a ainsi observé que, en 2005-2006, ce fonds a été utilisé pour financer des dépenses publiques pour un montant six fois supérieur à celui investi dans des projets productifs du secteur privé. Pour l'année en cours, ce rapport serait de dix pour un. La réalisation de promesses électorales relatives à la redistribution de la manne pétrolière explique largement cette situation, qui témoigne des difficultés rencontrées dans la gestion des recettes pétrolières, y compris lorsqu'elles sont en progression rapide.

Grâce à ses ressources minérales, agricoles et industrielles et à sa main-d'œuvre bien formée, l'Iran possède néanmoins des atouts pour parvenir à diversifier son économie et ses exportations. Le gouvernement libéralise progressivement l'économie, accueillant des investissements étrangers dans de nombreux secteurs non stratégiques. Mais l'équivalent de 10 % du PIB non pétrolier est dépensé en subventions sur les prix du fuel, ce qui grève les finances publiques et rend illusoires les tentatives de réduction de la demande intérieure grâce aux économies d'énergie ⁽⁷⁰⁾. Un système visant à limiter le volume de carburant à bas prix dont chaque Iranien pourrait bénéficier est néanmoins à l'étude.

La plupart des autres pays du Golfe ont déjà réduit les subventions de ce type et le boom pétrolier y a ouvert de nouvelles perspectives de développement économique. Mais le marché du travail présente des spécificités qui freinent le développement de ce secteur. En 2000, les expatriés représentaient respectivement 82 %, 90 % et 56 % de la force de travail au Koweït, aux Emirats Arabes Unis et en Arabie Saoudite. Dans ce dernier pays, les deux tiers de la force de travail du secteur privé sont des étrangers. Ces travailleurs sont dans leur grande majorité sous-payés et exercent des métiers nécessitant peu de compétences. La production locale est donc fondée sur une faible valeur ajoutée découlant du travail peu cher d'expatriés.

La diversification des productions ne sera donc pas facile à réaliser, pas plus que le sera la création de recettes publiques non pétrolières, qui ne peuvent provenir que de la mise en place de nouvelles taxes. En revanche, il semble que la plupart des pays exportateurs de pétrole ont profité des prix élevés du pétrole et du gaz en 2005 pour rembourser leur dette interne et externe et pour accumuler des capitaux financiers. Selon le FMI, les pays exportateurs de pétrole d'Asie centrale et du Moyen-Orient ⁽⁷¹⁾ n'ont dépensé en moyenne que 30 % de leurs recettes supplémentaires, qui représentaient 50 milliards de dollars en 2003, 126 milliards de dollars en 2004 et 289 milliards de dollars en 2005, soit un revenu supplémentaire annuel moyen équivalent à 17,5 % de leur PIB total. Plus du quart de ce revenu supplémentaire aurait été investi. Globalement, les autorités des pays exportateurs de pétrole de la région ont été prudentes, et ont largement économisé ces recettes supplémentaires, ce qui n'avait pas été le cas lors des précédents chocs pétroliers de 1974-1976 et 1979-1982. Même si ces réactions ne sont que de court terme, elles contribuent à réduire la fragilité des économies de ces pays.

2) Un niveau d'investissement insuffisant

Dans l'intérêt de la stabilité du marché pétrolier, il serait urgent qu'une partie des revenus supplémentaires procurés par la hausse des cours soit investie dans le secteur pétrolier lui-même, qui souffre de sous-investissement depuis plusieurs années. L'insuffisance des investissements d'exploration-production priverait les pays consommateurs de 5 millions de barils par jour, et, en dépit de la croissance soutenue de l'investissement dans le secteur parapétrolier, dénotant la mise en exploitation de nouveaux gisements, les capacités de production et de raffinage peinent à répondre à la demande.

Pour que les prévisions établies par l'AIE (2,5 milliards de tonnes produites au Moyen-Orient en 2030) se réalisent, la région devra accroître sa production de plusieurs dizaines de millions de tonnes par an tout en remplaçant une bonne part de la production actuelle issue de gisements qui vont naturellement s'épuiser. Cela coûtera des centaines de milliards de dollars. Qui sera à même et aura la volonté d'effectuer de tels investissements ?

Dans la plupart des pays du Golfe, une société nationale jouit du monopole de l'exploration et de la production, mais l'essentiel des revenus pétroliers est reversé au gouvernement et finance le budget de l'Etat, ce qui limite la capacité d'investissement de la compagnie publique. En outre, dans ces pays, au premier rang desquels l'Arabie Saoudite, les décisions de production et les plans d'investissement répondent aux stricts intérêts nationaux. Or, même s'il en a les moyens financiers, l'Etat n'a pas nécessairement intérêt à développer la production de pétrole, au risque de faire baisser les prix. Etant donné le niveau actuel de ces derniers, l'ouverture des frontières aux capitaux internationaux n'est pas non plus perçue comme intéressante. M. Claude Mandil, directeur exécutif de l'Agence internationale de l'énergie, a indiqué à la Mission que la faiblesse des investissements réalisés par les pays producteurs était « en partie due au fait que ces pays ont peu de raisons de faire des dépenses importantes dans un secteur qui leur rapporte déjà beaucoup, surtout si ces dépenses avaient pour conséquence un épuisement plus rapide de leurs réserves ».

L'Iran est particulièrement touché par ce sous-investissement, auquel il souhaiterait mettre un terme. Sa production était en 2005 de 4,08 millions de barils par jour, pour une capacité officielle de 4,2 millions de barils par jour ; elle reste donc dans les faits inférieure au quota fixé par l'OPEP de 4,11 millions de barils par jour. Dans l'ensemble, les 32 champs pétroliers sont âgés et souffrent de problèmes techniques. En l'absence, ces dernières années, d'investissements significatifs de modernisation, d'aménagement et de récupération assistée, leurs productions déclinent annuellement de 7 à 8 % on shore et de 13 % off shore, soit une perte de capacité estimée par l'AIE à 350 000 barils par jour. Cette situation n'empêche pas les autorités iraniennes de fixer des objectifs très ambitieux d'augmentation de la production d'un million de barils supplémentaires par jour entre 2005 et 2010, puis d'encore 2 à 3 millions de barils supplémentaires par jour au cours des dix années suivantes.

Alors que ces objectifs exigeraient des investissements estimés à 55 milliards de dollars à l'horizon 2015, aucun projet visant à accroître les capacités iraniennes de production ou de raffinage n'est en cours de réalisation. Le pays n'attire guère les capitaux étrangers dans la mesure où sa constitution, dans laquelle est inscrite la souveraineté nationale sur les ressources en hydrocarbures, a jusqu'ici été interprétée comme n'autorisant que des contrats de « buy back » d'un faible intérêt financier pour les investisseurs étrangers. En l'absence de transfert de propriété, ils s'apparentent plus, pour les sociétés occidentales, à un contrat de service doublé d'une prise de risque financier qu'à un investissement direct. Malgré la volonté des majors multinationales et des grandes compagnies publiques étrangères d'être présentes en Iran, seuls huit contrats de ce type ont été conclus à ce jour car ils n'encouragent pas les relations de long terme entre la compagnie nationale iranienne, la NIOC, et les sociétés étrangères et car les marges accordées à celles-ci sont constamment réduites, tandis que les contraintes s'accroissent.

Conscient de ces freins, le gouvernement a, depuis 2005, autorisé la NIOC à négocier avec des compagnies étrangères des contrats d'exploration-développement, dans des conditions qui demeurent très encadrées et seulement dans certaines régions du pays. Les contrats de partage de production ne sont toujours pas autorisés. De grands projets de développement et de raffinage sont en discussion, mais aucun n'a encore été signé. Il semble en effet que les autorités iraniennes éprouvent toujours des difficultés à achever une négociation pour conclure un accord, puis à respecter les termes de celui-ci.

L'Iran apparaît comme le pays du Moyen-Orient dans lequel il est le plus difficile pour les compagnies étrangères d'investir et de travailler, mais le besoin d'investissements existe dans la plupart des pays producteurs de la région. Cette situation est pénalisante pour les producteurs dans leur ensemble, comme pour les consommateurs. La faiblesse de la capacité excédentaire prive les premiers, et en particulier ceux du Moyen-Orient, du pouvoir qu'ils détenaient auparavant de fixer les prix du pétrole au niveau qui leur semblait le mieux adapté à leurs propres besoins. Elle donne aux seconds le sentiment que leur approvisionnement peut être menacé par le moindre incident touchant les installations de production, de transformation ou de transport du pétrole.

Or, si la forte dépendance des pays exportateurs de pétrole par rapport aux revenus pétroliers rend peu vraisemblable une interruption durable des approvisionnements pétroliers de leur propre fait, une interruption accidentelle partielle est toujours possible, qu'elle soit causée par des problèmes techniques, par une catastrophe naturelle ou par une crise politique. La guerre en Irak en a donné un exemple récent, mais d'autres menaces planent sur le Moyen-Orient.

3) Une région à l'instabilité chronique

Si la présence de pétrole dans une région du monde n'induit pas nécessairement le développement de troubles politiques, elle tend souvent à attiser les tensions ayant d'autres causes. Telle est la situation au Moyen-Orient.

Les invasions ou tentatives d'invasion du Koweït par l'Irak, en 1961 et en 1990, traduisaient notamment le lourd contentieux qui opposait les deux pays sur la question de l'exploitation du champ pétrolier de Rumailah, la surproduction pétrolière chronique du Koweït et le règlement de la dette irakienne aux pays du Golfe. Sans qu'ils conduisent à des conflits armés, les désaccords territoriaux liés à la possession des ressources pétrolières se sont multipliés depuis l'accession à l'indépendance des Etats de la région, du fait de la proximité des gisements et de l'imprécision des frontières entre les nouveaux Etats.

Des zones neutres ont dû être délimitées entre l'Arabie Saoudite et le Koweït, d'une part, en 1965, et entre l'Arabie Saoudite et l'Irak, d'autre part, en 1975, ce qui permet le partage des ressources pétrolières sans trancher les différends territoriaux. Le royaume saoudien a aussi connu des conflits frontaliers avec les Emirats Arabes Unis, le Qatar et le Yémen. Quant à l'Iran, il est en désaccord avec les Emirats Arabes Unis à propos de la délimitation de leurs eaux territoriales respectives.

Le conflit israélo-palestinien alimente les tensions dans la région. En 1973, les Etats arabes producteurs de pétrole du Golfe, emmenés par l'Arabie Saoudite, ont utilisé l'arme de l'embargo sur les livraisons pétrolières à destination des Etats-Unis et d'autres pays, parce que ceux-ci soutenaient politiquement et militairement Israël pendant la guerre du Kippour. Il est peu probable que les Etats arabes recourent à nouveau à cette arme, mais ils doivent tenir compte du sentiment de solidarité de leurs populations à la cause palestinienne. Dans la mesure où des prix bas sont considérés comme un privilège accordé aux consommateurs, la persistance des tensions entre Israël et les Palestiniens entretient un niveau des prix élevé, tandis que leur accentuation périodique contribue à faire atteindre des sommets aux cours du brut.

Ces tensions s'accompagnent aujourd'hui du risque terroriste. Le terrorisme fondamentaliste islamiste pourrait en effet s'attaquer aux installations pétrolières pour déstabiliser les pétromonarchies jugées compromises avec les intérêts américains. L'Arabie Saoudite est particulièrement menacée : après une campagne d'attentats visant à renverser la famille régnante, les services de sécurité saoudiens ont déjoué en février 2006 un projet d'attentat suicide contre le site pétrolier d'Abqaïq, premier centre mondial de traitement du brut par lequel transitent les deux tiers de la production pétrolière du royaume. S'il avait réussi, cet attentat aurait gravement perturbé l'approvisionnement du marché mondial de pétrole.

En plus du risque terroriste, qui pèse à des degrés divers sur l'ensemble de l'infrastructure pétrolière et sur tous les pays, les inquiétudes relatives à la stabilité de l'approvisionnement pétrolier concernent actuellement surtout deux pays : l'Irak, dont la situation de guerre civile ne favorise pas le retour au plein régime de production, et l'Iran, qui pourrait se voir infliger des sanctions économiques à cause de son refus de cesser l'enrichissement de l'uranium.

Nous n'aborderons pas ici la question polémique relative aux motivations de l'intervention militaire américaine pour ne présenter que les implications de ce conflit sur le marché pétrolier.

L'Irak possède 10 % des réserves pétrolières mondiales, qui ne sont exploitées qu'à hauteur d'environ 20 %, et 5 à 6 % des réserves de gaz, encore moins exploitées. Sa production était de 3,5 millions de barils par jour en 1989, de 2,8 millions en 2001 (soit 3,3 % de la production mondiale) et de moins de 2 millions en avril 2002. La réduction de la production consécutive à la guerre n'a pas été compensée par une hausse des productions saoudienne, koweïtienne et émirati, contrairement à ce qui s'était passé à l'occasion des conflits précédents. En cas de retour à une situation normalisée, l'Irak pourrait rapidement revenir à une production de 3,5 millions de barils par jour et atteindre 4,5 millions de barils par jour deux ans plus tard. A terme, ses capacités de production sont estimées entre 6 et 7 millions de barils par jour, quand l'Arabie Saoudite produit actuellement 8 millions de barils par jour.

Mais un tel niveau de production ne pourra être atteint que si sont réalisés des investissements estimés par les industriels à 45 milliards de dollars sur dix ans. Ils sont nécessaires à la remise en route puis à un nouveau développement de l'industrie pétrolière. Dès juillet 2003, 1,6 milliard de dollars étaient consacrés à la relance de la production, qui a retrouvé son niveau de 2,8 millions de barils par jour fin 2003, malgré les difficultés rencontrées, en particulier à cause de l'usure des installations anciennes, qui ont été utilisées intensivement pendant les années d'embargo. Les contrats signés avant 2003 entre des compagnies occidentales non-américaines et le régime irakien ont été remis en cause par l'administration militaire américaine et le conseil de gouvernement irakien, tandis que les groupes, principalement anglo-saxons, qui ont témoigné de leur intérêt pour les marchés pétroliers ont renoncé à investir dans le pays tant que les conditions de sécurité ne seront pas améliorées.

S'il ne faut donc pas espérer qu'une forte progression de la production irakienne vienne rapidement détendre le marché pétrolier, il est à craindre au contraire que celui-ci ne soit déséquilibré par la situation en Iran.

Le marché pourrait en effet difficilement se passer des 3,5 à 4 millions de barils de pétrole que l'Iran produit chaque jour depuis 1999, surtout dans un contexte de faible production en Irak. Or, le refus de l'Iran de se plier aux contrôles de l'Agence internationale de l'énergie atomique et d'interrompre ses activités d'enrichissement de l'uranium conformément aux exigences formulées par le Conseil de sécurité des Nations unies risque d'entraîner la prise de sanctions, qui auront des conséquences sur le marché pétrolier.

Les sanctions économiques décidées unilatéralement par les Etats-Unis au milieu des années 1990 ⁽⁷²⁾ défavorisent déjà les investissements étrangers en Iran, mais elles n'ont pas empêché, sous les réserves mentionnées plus haut, la conclusion de contrats avec certains grands groupes multinationaux et n'ont pas eu d'effets directs sur la production de pétrole. La situation pourrait se dégrader si de nouvelles sanctions économiques étaient prises, sans parler des conséquences d'une éventuelle intervention militaire américaine, qui détruirait les infrastructures pétrolières du pays.

Bien que cela le priverait de ses recettes à l'exportation, l'Iran pourrait aussi décider d'utiliser l'arme pétrolière contre l'Occident, en cessant d'alimenter le marché, voire en bloquant le détroit d'Ormuz, par lequel transitent aujourd'hui 20 % du pétrole consommé dans le monde ⁽⁷³⁾.

Dans la mesure où les exportations iraniennes (2,4 millions de barils par jour en 2005) sont supérieures à la capacité excédentaire de l'Arabie Saoudite (1,5 million de barils par jour), il ne serait pas possible de compenser rapidement l'interruption des exportations iraniennes, ce qui entraînerait une nouvelle hausse du prix du brut. Cette situation contribue à expliquer la prudence diplomatique de certains Etats, comme la Chine ou le Japon, qui sont fortement dépendants du pétrole iranien.

Ainsi, il n'est pas acquis que les pays du Moyen-Orient puissent augmenter leur participation à la satisfaction de besoins pétroliers mondiaux croissants dans les proportions que leurs réserves suggèrent. S'ajoute au défi que constitue pour eux la consolidation de leur place sur le marché du pétrole un second défi, celui du développement de leurs capacités de production et d'exportation de gaz naturel.

C - Le Moyen-Orient, prochain fournisseur mondial de gaz naturel ?

Le fait que l'industrie du gaz se soit développée sur la base de contrats de longue durée et dans le cadre de marchés régionaux (Amérique du Nord, Europe et Asie) explique l'absence d'un marché mondial du gaz naturel, comparable au marché du pétrole. La hausse des échanges internationaux de gaz, conséquence de la croissance de la demande partout dans le monde et d'une baisse de la production en Europe et aux Etats-Unis, ainsi que le développement du gaz naturel liquéfié, qui facilite le transport du gaz, contribuent néanmoins à une certaine mondialisation du commerce de cet hydrocarbure.

M. Jean-François Cirelli, Président-Directeur général de Gaz de France, a ainsi expliqué à la Mission, lors de son audition, que « à l'horizon 2030, c'est donc une globalisation des marchés gaziers qui se profile, caractérisée par une part importante du GNL dans les flux (50 % du commerce inter-régional). Cette globalisation va donner un rôle majeur à la zone du Moyen-Orient, qui se situe à la croisée des chemins entre l'Asie, l'Europe et l'Amérique. »

Les pays du Moyen-Orient détenant une part importante des réserves de gaz, ils devraient être amenés à jouer un rôle déterminant dans ces échanges, mais il n'est pas sûr que les conditions politiques et économiques le leur permettent.

1) L'importance des réserves de gaz dans les pays du Moyen-Orient

Si les réserves de gaz naturel sont géographiquement moins concentrées que les réserves de pétrole, elles se situent néanmoins à hauteur de 40 % au Moyen-Orient. En 2004, le ratio réserves sur production de gaz naturel dans le monde était de l'ordre de 65 ans, mais il dépassait 200 ans pour le Moyen-Orient, à la suite de la découverte de nouveaux champs gaziers et de la réévaluation des champs existants en Iran, en Arabie Saoudite et au Qatar.

Ces trois pays et les Emirats Arabes Unis possèdent 90 % des réserves prouvées de la région ; 70 % de ces réserves sont situées en Iran et au Qatar. Avec 27 500 milliards de mètres cubes, l'Iran possède 18 % des réserves mondiales de gaz. Les deux tiers de ces réserves sont off shore, souvent à la frontière maritime avec les monarchies du Golfe, à l'exemple du champ de South Pars, le plus important du pays, partagé entre l'Iran et le Qatar.

2) Un gaz réservé à la consommation intérieure

Mais la place des pays du Moyen-Orient parmi les producteurs de gaz, d'une part, les exportateurs, d'autre part, n'est pas à la hauteur de leurs réserves.

Même si les exportations de gaz y ont décuplé entre 1994 et 2004, la région n'assure que 5,6 % des exportations mondiales ; sa part dans la production mondiale est limitée à 10 %. L'Iran produit 29 % du gaz naturel de la région - ce qui en fait le cinquième producteur mondial, avec 3,2 % du total -, l'Arabie Saoudite 23 %, les Emirats Arabes Unis 16 % et le Qatar 15 %. Le gaz associé, c'est-à-dire extrait en même temps que le pétrole, y est brûlé sur place, alors qu'il pourrait être commercialisé pour un coût relativement limité. Les coûts de production du gaz non associé y sont en outre parmi les plus bas du monde.

Selon les prévisions de l'AIE, ces conditions favorables devraient permettre à la production de gaz naturel du Moyen-Orient de passer de 259 milliards de mètres cubes en 2003 à 425 milliards de mètres cubes en 2010, 692 en 2020 et 860 en 2030, soit une hausse moyenne de 4,5 % par an. Le Qatar et l'Iran seraient les principaux producteurs, avec respectivement 255 et 240 milliards de mètres cubes en 2030, contre respectivement 33 et 78 milliards de mètres cubes en 2003.

Mais il est difficile de savoir quelle proportion de cette production sera exportée. En effet, la consommation de gaz naturel dans la région, qui, à 226 milliards de mètres cubes en 2003, est déjà élevée, va continuer de croître. Toujours selon l'AIE, elle atteindrait 324 milliards de mètres cubes en 2010, 507 en 2020 et 615 en 2030. En Iran par exemple, en 2030, la consommation interne serait de 183 milliards de mètres cubes, sur les 240 milliards de mètres cubes produits. Il faut souligner que, aujourd'hui, ce pays, détenteur des deuxièmes réserves mondiales de gaz naturel, est importateur net de cet hydrocarbure. En effet, le réseau de transport ne couvrant pas tout son territoire, l'Iran importe du gaz du Turkménistan pour alimenter l'ouest, tandis qu'il en exporte un moindre volume vers la Turquie.

Plusieurs facteurs expliquent le niveau élevé et l'augmentation annoncée de la consommation de gaz dans la région. La pétrochimie, les usines d'eau douce et la production d'électricité absorbent de plus en plus de gaz naturel. La poussée démographique, le développement de l'économie grâce aux revenus des exportations pétrolières contribuent à cette croissance. Mais elle est aussi liée à l'envolée des prix du pétrole qui conduit les pays producteurs à substituer le gaz au pétrole dans leur économie, afin de pouvoir exporter plus de pétrole, et donc tirer plus de profit des prix élevés de celui-ci. En Iran, le gaz représente 50 % de la consommation énergétique nationale, part qui devrait atteindre 69 % à l'horizon 2010. Les autorités iraniennes justifient d'ailleurs leur volonté de disposer de centrales nucléaires par leur souci de réduire leur consommation nationale d'hydrocarbures, et surtout de gaz, afin de pouvoir proposer de plus grands volumes à l'exportation.

Il est donc très probable que le gaz naturel produit au Moyen-Orient sera utilisé en priorité dans les pays producteurs et pour les transferts transfrontaliers à l'intérieur de cette région du monde. La part de la production disponible pour l'exportation extra-régionale pourrait être finalement assez limitée.

3) Un développement incertain des exportations

Comme pour le pétrole, les prévisions de production reposent sur l'évaluation actuelle des réserves dans les différents pays, mais elles ne se réaliseront que si les infrastructures nécessaires sont mises en place, ce qui suppose que les pays réalisent des investissements d'un volume considérable.

La Qatar, premier exportateur de GNL au monde depuis mars 2006, pourrait assurer 65 à 75 % des exportations de gaz de la région en 2030. Mais le pays étant arrivé à son objectif d'exportation, il applique désormais un moratoire, certes non officiel, sur les nouveaux projets relatifs au GNL.

Les deuxième et troisième exportateurs de GNL de la région sont le sultanat d'Oman et les Emirats Arabes Unis, mais il ne faut pas compter qu'ils développent beaucoup leurs exportations dans l'avenir : le premier dispose de réserves relativement limitées et sa demande intérieure croît ; les seconds importent déjà un peu de gaz par pipeline et ils devraient devenir importateurs nets à partir de 2020, sous l'effet d'une augmentation plus rapide de sa demande nationale que de sa production. Quant à l'Arabie Saoudite, sa production nationale reste très inférieure à ses besoins internes et cette situation ne devrait pas changer avant 2020-2025, malgré la conclusion, ces dernières, de trois contrats d'exploration-production de gaz avec des multinationales.

Reste l'Iran, sur la production duquel pèsent bien des incertitudes. Contrairement à ce que pensaient les observateurs à la veille comme au lendemain de la révolution de 1980, il n'a guère développé sa production, qui ne suffit même pas à satisfaire les besoins nationaux. Avant même qu'éclate la crise du nucléaire iranien et que plane sur le pays la menace de sanctions économiques onusiennes, l'opposition des Etats-Unis à tout projet énergétique avec l'Iran et le caractère peu attractif des contrats proposés, déjà souligné en matière pétrolière, gênaient les investissements nécessaires à une augmentation de la production et au développement d'exportation de gaz.

Les autorités iraniennes n'en affichent pas moins des objectifs très élevés de croissance des exportations : elles passeraient de 19 millions de mètres cubes par jour, en direction de la Turquie, aujourd'hui, à 54 millions de mètres cubes par jour à l'horizon 2010, grâce à la conclusion de plusieurs contrats de fourniture par le biais de gazoducs. Des négociations sont engagées avec l'Arménie, les Emirats Arabes Unis, le Koweït, l'Inde, via le Pakistan, et l'Europe, par l'intermédiaire du projet Nabucco, qui relierait l'Iran à Vienne. Parallèlement, l'Iran développe un vaste programme de liquéfaction de gaz en aval du champ de South Pars qui pourrait inclure trois projets associant la NIOC à des sociétés étrangères, et s'intéresse à la technologie du « gas-to-liquids » qui lui permettrait de devenir un exportateur de diesel peu polluant.

Tout comme pour les projets pétroliers, les difficultés pour les compagnies étrangères tiennent aux conditions générales d'investissement en Iran et à la différence de traitement entre l'amont (contrats de « buy back ») et l'aval (investissement direct). Mais ces projets représentent des enjeux essentiels pour les sociétés internationales car ils leur permettraient de structurer une présence à long terme dans le pays. Il faut néanmoins souligner que la volonté d'augmenter les exportations de gaz naturel, affirmée par les autorités iraniennes, ne fait pas l'unanimité dans le pays, certains groupes estimant que le gaz devrait être exclusivement utilisé pour la consommation interne.

Il apparaît donc difficile d'affirmer que le Moyen-Orient continuera à dominer le marché du pétrole et régnera sur les exportations gazières pendant les prochaines décennies. Il possède incontestablement les ressources nécessaires, mais bien des incertitudes demeurent.

LE GOLFE ET LES ROUTES DU PÉTROLE EN 2002

II.

La Russie :
producteur puissant ou partenaire fiable ?

Repères

La Russie détient 30 % des réserves mondiales de gaz (48 trillions de mètres cubes), 6 % des réserves mondiales de pétrole (74,4 milliards de barils), 20 % des réserves mondiales de charbon et 14 % des réserves mondiales d'uranium.

Premier exportateur mondial d'énergie (pétrole, gaz, électricité), la Russie est le troisième plus gros producteur de pétrole dans le monde, après l'Arabie Saoudite et les Etats-Unis, et le deuxième plus grand exportateur de pétrole et de produits pétroliers, ainsi que le plus gros producteur et exportateur de gaz naturel.

S'il n'était question que d'économie en matière énergétique, cette partie n'aurait pas lieu d'être. En vertu d'un calcul économique rationnel, la Russie, géant énergétique, ferait les investissements et les réformes nécessaires pour adapter sa production aux demandes du marché et prendre les mesures qui s'imposent pour améliorer ses piètres performances en matière d'efficacité énergétique. Et elle exporterait ses ressources vers le grand marché de consommateurs européens qui se trouve, à sa porte, sur ses frontières occidentales, profitant du réseau existant d'oléoducs et de gazoducs.

Dans un contexte international de tensions sur les marchés énergétiques, le différend de l'hiver 2005-2006 entre l'Ukraine et la Russie concernant le transport du gaz russe et d'Asie centrale, via l'Ukraine, vers l'Europe occidentale a rappelé que les questions énergétiques restaient, dans cette partie du monde, des questions hautement, voire exclusivement, politiques. Ou plutôt qu'elles l'étaient redevenues, après les années Eltsine qui virent la Russie signer la très libérale charte de l'énergie, en 1994, et privatiser les entreprises clés du secteur énergétique en Russie.

S'il fallait illustrer la tension que nous avons présentée en introduction entre logique de marché et logique de puissance, c'est sans nul doute le cas de la Russie qu'il faudrait choisir : ainsi, Gazprom, oligopole d'Etat, est à la fois une entreprise qui milite pour la libéralisation du marché domestique du gaz en Russie, aujourd'hui de facto subventionné, et, à l'étranger, le bras armé d'un Etat russe qui utilise l'arme énergétique pour rappeler à son étranger proche que rien ne pourra se faire dans le domaine énergétique sans la Russie. De même, vis-à-vis de l'Union européenne, Gazprom multiplie les tentatives de rachat ou de participation dans les entreprises des Etats membres, profitant de la libéralisation du marché énergétique en France pour avoir un accès direct au consommateur européen, tout en faisant en sorte de multiplier les obstacles aux investissements des entreprises d'Europe occidentale dans le secteur énergétique russe. C'est ainsi que la Russie refuse aujourd'hui de ratifier le traité sur la charte de l'énergie, cet accord multilatéral conçu au début des années 1990 pour faciliter les relations énergétiques entre l'Europe occidentale et ses voisins de l'Est récemment libérés du joug communiste.

Derrière cette stratégie duale, parfois difficilement lisible, le message qui apparaît en filigrane est cependant très clair : la puissance russe est de retour ; elle fut militaire et idéologique naguère, elle est énergétique désormais et c'est la Russie qui fixe les règles du jeu.

C'est ainsi que, quelques jours après le sommet de Saint-Pétersbourg qui a clôturé la présidence russe du G 8, placée sous le signe de la sécurité énergétique par le Président Vladimir Poutine, ce dernier promulguait, le 19 juillet 2006, la nouvelle loi russe « sur les exportations de gaz naturel », prévoyant la légalisation du monopole de Gazprom à l'exportation gazière. Telle fut donc la réponse de la Russie à la déclaration finale adoptée, quelques jours plus tôt, par les chefs d'Etat et de gouvernement des pays membres du G 8 - dont la Russie - en faveur de la création de « cadres juridiques et de réglementation transparents, équitables, stables et efficaces, comprenant les obligations en matière de respect des contrats, en vue d'attirer des investissements adéquats et durables en amont comme en aval ».

Dans le même ordre d'idées, c'est, plus récemment, le Président Vladimir Poutine qui, à l'occasion de la rencontre trilatérale avec ses homologues français et allemand à Compiègne, les 22 et 23 septembre 2006, évoqua la possibilité pour Gazprom de réorienter le projet d'exploitation du gisement de gaz de Shtokman au profit des Européens. Et ce alors même que la Russie a toujours mis en avant sa volonté de devenir fournisseur des Etats-Unis grâce à ce projet dont la première phase prévoit la construction d'un terminal de liquéfaction, destiné à l'exportation du GNL vers le marché américain.

Cette manière de souffler le chaud et le froid suscite évidemment de nombreuses questions quant aux intentions énergétiques de la Russie :

- en Russie, les choix énergétiques en matière de prospection, d'investissement, de structuration du marché, de prise en compte de concepts tels que l'efficacité énergétique ou le développement durable obéissent-ils à une approche strictement nationale ou sont-ils négociables avec les partenaires européens de la Russie (problématique du partenariat) ou internationaux (G8) ? Pour le dire autrement, l'énergie est-elle un facteur d'ouverture ou de repli de la Russie ? Quand la Russie définira-t-elle une politique énergétique évitant le gaspillage et économiquement rationnelle ?

- dans l'espace post-soviétique, l'énergie joue-t-elle un rôle de tension ou/et de cohésion, via la reconstitution d'alliances énergétiques, de facto politiques ? Peut-il y avoir des stratégies énergétiques indépendantes de la Russie dans l'espace post-soviétique (par exemple en Asie centrale) ou bien les stratégies nationales mises en œuvre chez les voisins de la Russie sont-elles déterminées par la stratégie russe, qui donne le ton ?

- dans l'espace européen, est-on prêt, du côté russe mais aussi du côté européen, à envisager les relations énergétiques UE-Russie comme une relation de dépendance mutuelle, alors que cette relation est trop souvent vécue sur le mode d'une dépendance unilatérale de l'Union européenne vis-à-vis de la Russie, analyse non viable à moyen et long terme ?

- au plan international, comment la Russie va-t-elle jouer sa carte énergétique et à quelles fins : objectif financier (réguler l'offre pour maintenir un certain niveau de prix et optimiser sa rente), objectif politique (intégration accrue dans le concert des pays développés - G8 - ou utilisation de l'énergie comme atout pour peser dans des négociations exogènes), objectif géostratégique (stratégie de puissance) ? Va-t-on vers une nouvelle rivalité russo-américaine, centrée sur le Caucase et l'Asie centrale ?

Les développements qui suivent se fondent en grande partie sur les informations et les éléments recueillis au Kazakhstan par M. Jean-Louis Bianco en avril 2006, et en Russie par MM. René André et Jean-Louis Bianco qui y ont effectué un déplacement en juin 2006.

A - Géant énergétique, la Russie veut se placer au cœur du grand jeu énergétique mondial

L'importance des questions énergétiques dans la politique intérieure et extérieure de la Russie n'est pas nouvelle : outre que la question de la propriété du sous-sol joua un rôle certain dans la distension des liens entre les républiques soviétiques et le pouvoir central à la fin de l'ère soviétique, qui aboutit à l'éclatement de l'Union soviétique, la Russie a toujours considéré ses ressources énergétiques comme un outil politique autant qu'un instrument économique.

Cette double dimension, intérieure et extérieure, des questions énergétiques en Russie reste donc pleinement valable dans la Russie de Vladimir Poutine : les ressources énergétiques sont au cœur de la restauration de la « verticale du pouvoir » voulue par Vladimir Poutine en Russie, comme de la politique russe au sein de la communauté des Etats indépendants (CEI), et de la restauration, au plan international, d'une puissance globale dont la Russie n'a jamais fait le deuil.

1) La Russie, géant énergétique

a) Le poids écrasant du secteur énergétique dans l'économie russe : la Russie, « puissance unijambiste » ⁽⁷⁴⁾ ?

A l'évidence, après les années noires qui avaient suivi l'effondrement de l'Union soviétique - la production pétrolière s'effondra de 54 % entre 1987 et 1996 -, la Russie est redevenue un producteur et un exportateur majeurs de produits énergétiques. Ainsi, avec un PIB équivalent à celui des Pays-Bas, la Russie dispose de ressources en hydrocarbures de première importance : 6 % des réserves mondiales de pétrole, 30 % de celles de gaz, 10 % de la production mondiale de pétrole et 22 % de celle de gaz. C'est dire que le secteur énergétique détient un poids dominant dans l'économie russe, estimé, en 2003, à 25 % de la richesse nationale par la Banque mondiale, alors qu'il n'emploie que 1 % de la population. Tous les indicateurs économiques témoignent de la forte dépendance de la Russie vis-à-vis des ressources naturelles : on estime ainsi que combustibles et métaux représentaient, en 2000, 65 % de la valeur ajoutée dans l'industrie, tandis que l'ensemble des matières premières fournissaient, en 2003, 76 % des exportations totales. A l'évidence, les ressources énergétiques sont bien le moteur de la croissance continue du produit intérieur brut russe depuis sept ans, qui place la Russie loin devant la croissance moyenne des pays du G 8.

Dans la création et la gestion de cette manne énergétique, l'Etat occupe une place de premier plan. Si, dans les années 1990, la Russie de Boris Eltsine a cru trouver dans la privatisation des principales entreprises pétrolières la solution à ses difficultés financières, la présidence Poutine restera marquée par la réorganisation complète du secteur au profit de l'Etat, le Président russe mettant en œuvre sa vision longuement nourrie du rôle des ressources énergétiques, vision qu'il développe dès les années péterbourgeoises de sa carrière politique.

VLADIMIR POUTINE, L'ÉNERGIE ET LE RÔLE DE L'ÉTAT

La réflexion que le Président a engagée sur le rôle des ressources naturelles dans le développement économique de son pays et le maintien de son rang sur la scène internationale est bien antérieure à son élection. Après avoir quitté, à l'été 1996, la direction des Affaires internationales de la mairie de Saint-Pétersbourg, Vladimir Poutine soutient une thèse intitulée : « La planification stratégique du renouvellement de la base minérale et de matières premières de la région de Leningrad dans le contexte du passage à une économie de marché ». Des extraits de ce travail sont publiés en janvier 1999 dans un recueil de l'Institut d'Etat des mines de Saint-Pétersbourg (SPGGI). Le recteur de ce prestigieux établissement, Vladimir Litvinenko, était le directeur de thèse de Vladimir Poutine. Il deviendra bientôt son conseiller.

Quelle est la nouvelle idéologie du Kremlin sur les questions énergétiques ? Le Président souhaite, avant tout, redonner un rôle central à l'Etat. Garant de l'intérêt national, ce dernier doit disposer des leviers nécessaires à l'impulsion d'une véritable politique industrielle, leviers en grande partie perdus lors de la privatisation des années de « transition ». En contrepartie du soutien de l'Etat - notamment sur la scène internationale - les entreprises privées et publiques doivent « jouer le jeu » (en payant leurs impôts, par exemple) et contribuer à la transformation économique du pays. Cette approche pose, comme le montrera l'affaire Ioukos, la question fondamentale des droits de propriété. Pour Vladimir Poutine, le droit de regard que l'Etat doit exercer sur le secteur énergétique n'implique pas forcément une renationalisation des actifs privatisés au cours des années 1990. Mais l'exploitation des ressources naturelles n'a pas valeur de totale liberté de gestion pour les compagnies privées. Le résident du Kremlin souligne ainsi que, « quel que soit le propriétaire des ressources naturelles, l'Etat conserve le droit de réguler leur mise en valeur et leur exploitation, en agissant conformément aux intérêts de la société ». Or il ne fait aucun doute que Vladimir Poutine considère la politique mise en œuvre par les oligarques comme a priori opposée à l'intérêt national. Le sort réservé à Ioukos l'illustre de manière éclatante ⁽¹⁾.

(1) Cet extrait est tiré de Arnaud Dubien, « Energie : l'arme fatale du Kremlin, Politique Internationale, n°111, printemps 2006.

Ainsi, le Président Vladimir Poutine a systématiquement procédé au démantèlement du dispositif hérité du schéma retenu en 1996, qui avait abouti à la privatisation de la majorité de ces entreprises dans des conditions extrêmement favorables aux acquéreurs, qui avaient ainsi pu constituer les principaux groupes industriels et financiers du pays (Menatep pour Ioukos, Oneximbank pour Sidanko et Surgutneftegaz, Logovaz pour Sibneft et Vossibneftegaz, Alfa group pour Tioumen Oil Company). Dans un double souci d'affichage vis-à-vis de la population et de réappropriation par l'Etat du levier énergétique, Vladimir Poutine a mis au pas les « oligarques » honnis par la population, qui plus est, pour certains, concurrents politiques potentiels.

La disparition des oligarques n'est-elle cependant pas remplacée par l'émergence d'une nouvelle « énergocratie russe » ⁽⁷⁵⁾ ? Aujourd'hui en effet, autour de Rosneft et, surtout, de Gazprom, l'Etat russe contrôle 30 % de la production pétrolière et 87 % de la production gazière. L'année 2005 a en effet été marquée par une série d'événements majeurs qui ont permis à Gazprom d'émerger comme l'outil principal de la politique énergétique russe : au mois de juin 2005, l'État a repris le contrôle de Gazprom, faisant passer sa part dans le capital de la société de 38,4 % à 50 % plus une action, puis, à l'automne 2005, Gazprom a acquis la propriété de la compagnie pétrolière Sibneft. Ces événements, conjugués à l'augmentation des prix du gaz naturel à la fin de l'année 2005, ont fait passer la capitalisation boursière du groupe à 230 milliards de dollars, devant celle du groupe Shell.

GAZPROM : PORTRAIT DU GROUPE

Véritable instrument politique et stratégique de l'Etat russe, Gazprom est l'héritier des différentes structures ministérielles soviétiques qui ont organisé l'industrie du gaz en Union Soviétique puis en Russie depuis 1948. L'Etat russe est fortement représenté au conseil d'administration : Dmitry Medvedev, qui le préside, dirige par ailleurs l'administration présidentielle de la Fédération de Russie ; German Gref est Ministre du Développement Economique et du Commerce ; Viktor Khristenko est Ministre de l'Industrie et de l'énergie. L'équipe actuellement aux commandes de Gazprom, dans le sillage de son incontournable Président Alexeï Miller, a été mise en place vers 2001 par l'administration de Vladimir Poutine, s'appuyant notamment sur ses « réseaux » de Saint-Pétersbourg.

Il s'agit de la plus grande société russe (300 000 employés) et du plus gros producteur de gaz au monde : Gazprom assure ainsi environ 25 % de la consommation européenne de gaz (60 % des importations européennes) et représente 25 % des réserves mondiales de gaz.

La position du groupe est quasi monopolistique en Russie, le groupe détenant :

- la propriété du réseau de transport principal soit 159 000 kilomètres de conduites de grand diamètre ;

- le monopole de jure des exportations hors CEI et du transit du gaz d'Asie centrale ;

- la moitié des régies de distribution de gaz en Russie.

Gazprom souhaite se renforcer et devenir une compagnie énergétique intégrée. Il a d'ores et déjà acquis des positions significatives dans l'électricité, considérablement renforcé son poids dans la production pétrolière russe et dispose d'une forte présence en pétrochimie. Gazprom a également fait une rentrée remarquée dans le nucléaire. Il faut enfin rappeler que la société GazpromMedia contrôle aujourd'hui plusieurs médias audiovisuels et dans la presse écrite.

b) Les mots : la « stratégie énergétique de la Russie à l'horizon 2020 »...

C'est donc à Gazprom qu'il revient de mettre en œuvre la « stratégie énergétique de la Russie à l'horizon 2020 », document adopté en 2003, qui constitue la référence de la politique énergétique de la Russie.

Ce document définit trois priorités : maximiser l'utilisation efficace des ressources en combustibles et en énergie ; exploiter le potentiel du secteur pour contribuer au développement socio-économique et améliorer le rendement énergétique, notamment pour protéger l'environnement. Extrêmement ambitieux, ce document témoigne d'un très fort volontarisme : les perspectives de la stratégie énergétique russe à l'horizon 2020 sont fondées sur un taux de croissance du PIB de 5 % par an, associé à des changements structurels dans les activités économiques et à une politique vigoureuse d'efficacité énergétique, conduisant à une forte diminution de l'intensité énergétique. De la sorte, la faible croissance de la demande énergétique intérieure, combinée à une augmentation de la production et à une diminution de la part du gaz naturel dans la production d'électricité garantit un potentiel élevé pour les exportations de pétrole et de gaz en 2020 compatible avec les besoins d'importation d'énergie de la future Union européenne et la sécurité de cet approvisionnement.

La Russie a, en effet, identifié l'efficacité énergétique comme une priorité de sa stratégie nationale de l'énergie pour 2020. Il était temps : s'il est courant de pointer du doigt les Etats-Unis en cette matière, sait-on que, alors que les Etats-Unis consomment 1,5 fois plus d'énergie que l'Europe des 25 par unité de PIB, ce chiffre est de 3,3 pour la Russie ⁽⁷⁶⁾ ? De sorte que, « par unité marginale de PIB, la Russie, dont 91 % de la consommation énergétique finale proviennent des trois énergies fossiles, émet donc en moyenne près de quatre fois plus de CO₂ que l'Union européenne et les Etats-Unis 1,7 fois plus ».

Les experts russes rencontrés par la Mission à Moscou, le 13 juin 2006, estiment leur potentiel d'économies d'énergie immense et visent, d'ici à 2020, à diviser par deux l'intensité énergétique du PIB, afin de la rapprocher du niveau européen. Les moyens envisagés sont doubles : d'une part, poursuivre la politique constante d'augmentation progressive du prix du gaz et de l'électricité et libéraliser le secteur de l'énergie - actuellement, 10 % seulement de l'énergie produite est vendue au prix du marché ; réformer la politique de logement. Plus largement, l'accroissement de l'efficacité énergétique est visé au travers de la modification de la structure industrielle héritée de l'Union soviétique.

En complément de cette démarche, la Russie, après vingt années d'un itinéraire nucléaire complexe, souhaite s'engager dans une « renaissance nucléaire », pour reprendre l'expression employée par M. Vladimir Travine, Directeur Général adjoint de Rossatom, lors de son entretien avec MM. René André et Jean-Louis Bianco à Moscou, le 13 juin dernier. C'est un programme ambitieux de construction de deux tranches minimum de un gigawatt par an d'abord, puis de trois et enfin de quatre tranches par an d'ici à 2030, qui est envisagé, sans compter la construction de réacteurs à neutrons rapides à l'horizon 2012 et de centrales nucléaires flottantes, à moyen terme également. A long terme, la Russie envisage également la construction de réacteurs à cycle fermé.

Cet ambitieux programme d'extension du parc nucléaire russe a pour but affiché de faire passer la proportion d'énergie électrique produite à partir du nucléaire de 17 % à 22 % à l'horizon 2020, soit une augmentation de 3 gigawatt par an de la capacité installée. Cela implique de construire 100 centrales nucléaires de 2010 à 2030, soit cinq par an. Or, à ce jour, le rythme est plutôt de deux par an... Cette croissance se ferait également via l'extension de la durée de vie des centrales de type RBMK (15 de 1000 MW, soit 300 à 400 milliards de dollars pour quinze années de plus) et de type (VVR). L'importance des investissements à réaliser s'explique par l'absence d'investissements dans des capacités nouvelles depuis vingt ans. Le retard pris dans ce domaine est d'ores et déjà préoccupant puisque le croisement entre la courbe de demande d'électricité nucléaire et celle de l'offre, prévu globalement vers 2012-2013, s'observe déjà dans certaines régions, notamment celle de Moscou.

Ajoutons que, dans le cadre de ce programme nucléaire, la Russie entretient des relations très proches avec le Kazakhstan. Il n'en reste pas moins qu'elle doit améliorer l'exploitation de ses propres ressources en uranium, dont la production baisse, le secteur ayant été longtemps délaissé du fait de l'existence d'importants stocks d'uranium d'origine militaire. Un programme d'investissement est prévu dans l'exploration et la production, notamment en Sibérie et en Yakoutie. A ce jour toutefois, le financement (60 milliards de dollars) n'existe pas, ni en volume ni en ce qui concerne le véhicule de financement.

c) ... Et les faits : existe-t-il une véritable stratégie énergétique russe ?

A dire vrai, nombre de spécialistes ⁽⁷⁷⁾ doutent de la faisabilité de ce schéma certes volontariste, mais à bien des égards peu réaliste. Ainsi, l'Agence internationale de l'énergie table pour sa part sur une croissance économique beaucoup plus faible et sur une diminution limitée de l'intensité énergétique ; en outre, s'agissant de l'augmentation des capacités de production d'hydrocarbures de la Russie, elle souligne qu'elle est conditionnée par un effort d'investissement massif. Ce sont donc trois hypothèques lourdes qui pèsent sur la réalisation du fort potentiel d'exportation de pétrole et de gaz naturel de la Russie à l'horizon 2020.

Il est donc tentant de poser la question : au-delà des mots, existe-t-il une stratégie énergétique russe ? Si l'on s'en tient à l'examen de la forme, la réponse est positive : les documents, les plans stratégiques sont là. Reste qu'ils reposent sur des hypothèses peu réalistes et que ni les financements ni le calendrier ne permettent d'atteindre les objectifs fixés en termes de production et de capacité à honorer les engagements à l'exportation. Pour résumer, il existe certes une stratégie énergétique russe mais ses objectifs et ses fondements ne sont ni économiques (maximiser le profit) ni industriels, en sorte qu'elle semble davantage relever de l'affichage politique à usage international.

Ce constat est conforté par la nature même de l'entreprise qui est censée être la cheville ouvrière de cette stratégie, la société Gazprom. Il s'agit assurément d'un objet difficile à définir, société privée et publique, holding financier qui gère la production et le transport gaziers, une institution à la fois hiérarchique et décentralisée. Ce qui est certain en revanche, c'est que cette entité ne fonctionne pas, tant s'en faut, comme un ensemble homogène, ainsi que l'ont expliqué aux membres de la Mission un certain nombre de leurs interlocuteurs à Moscou. Au sein de cette puissance machine, nombreux sont les intérêts en présence, qui se heurtent de front, de sorte que les luttes de clan y sont incessantes.

En outre, le gigantisme même de cette société qui ne cesse de diversifier ses activités pose la question de la qualité de sa gouvernance. D'après des spécialistes russes eux-mêmes, rencontrés à Moscou par MM. René André et Jean-Louis Bianco, on peut afficher le plus grand scepticisme quant à l'efficacité de la gestion de cette énorme structure publique, qui n'est pas des plus transparentes. Par exemple, nul ne sait exactement quelle est la proportion de revenus tirée de l'extraction, du transport ou de l'exportation. Sur le long terme, le scepticisme portant sur la fiabilité de l'entreprise est nourri par sa politique actuelle peu convaincante d'achats d'actifs étrangers, loin d'être toujours judicieux. Sans compter, enfin et surtout, que le poids du politique dans Gazprom lui confère un profil tout à fait particulier.

En termes purement financiers, si l'entreprise est endettée à hauteur de 23 milliards de dollars, ce qui ne représente certainement pas une menace sérieuse en soi, le fait que le volume de la dette de Gazprom augmente plus rapidement que le volume de la production risque en revanche de poser problème à moyen et long terme. De même, aux yeux d'experts financiers russes indépendants, la question du sous-investissement de Gazprom pose un problème réel. En effet, au cours de la décennie 1990, du fait de la chute substantielle de la production de pétrole et de gaz née de l'arrêt des exportations énergétiques vers la CEI, aucun investissement de capacité ou de prospection n'a été réalisé. De la sorte, en 1999, lorsque la croissance économique a repris, on s'est contenté de recourir aux anciennes infrastructures, qui sont aujourd'hui utilisées à 90 %. L'absence d'investissements d'envergure dans de nouvelles capacités et dans la prospection est préoccupante pour la croissance ultérieure du secteur et pour l'économie russe en général. Sa bonne santé dépend en effet de la rentrée de devises, dont la source principale vient des exportations énergétiques : sans ce moteur pour la demande intérieure, c'est tout le système qui peut s'effondrer.

Cette situation préoccupante est soulignée par les acteurs énergétiques russes eux-mêmes. Ainsi, selon le patron du pétrolier russe Loukoil, deuxième compagnie pétrolière internationale pour la taille de ses réserves, sans modernisation de ses infrastructures, le pays, qui détient un tiers des réserves mondiales de gaz et 13 % des réserves de pétrole « pourrait devenir importateur de produits pétroliers dès 2009 ». De même, il est intéressant de relever que, bien que la Russie ne soit pas membre de l'Agence internationale de l'énergie, son directeur, M. Claude Mandil, a publiquement mis en cause la stratégie de Gazprom : « nous sommes inquiets de la capacité réelle de Gazprom à approvisionner ses clients dans les quantités promises par contrat » ⁽⁷⁸⁾.

De fait, certains chiffres relatifs à la production pétrolière russe ne peuvent pas manquer d'attirer l'attention. Ainsi, comment expliquer par exemple qu'en 2005, au plus fort des tensions sur le marché du pétrole et de la hausse des cours du brut, la production de pétrole brut en Russie ait vu sa croissance fortement diminuer (+ 2,2 % au lieu de 8,5 % en moyenne au cours des cinq années précédentes) et que les exportations aient chuté de 1,5 %, là où elles augmentaient de 14 % par an depuis 1999 ?

La Mission, on le comprendra aisément, ne peut se contenter des explications qu'elle a reçues à Moscou, selon lesquelles la Russie agit, ce faisant, pour le bien-être des générations futures... Les explications fournies par les économistes sont plus convaincantes. Ainsi, pour l'économiste américain Clifford G. Gaddy, rencontré par le Président de la Mission à Washington en juin 2006, la réponse se trouve dans les insuffisances de la gestion des ressources en Russie : « le pétrole qui aurait dû arriver sur le marché en réponse à la hausse des cours avait déjà été produit », parce que les droits de propriété étant incertains en Russie, l'horizon temporel des producteurs indépendants est court ⁽⁷⁹⁾. C'est toute la question de la sécurité juridique en Russie qui est posée.

Cette thèse de la « malédiction des ressources » mise en avant par les économistes Sachs et Warner en 2001, qui voudrait que les Etats riches en ressources naturelles souffrent de problèmes de gouvernance politique et économique de ces ressources, est certainement convaincante. La Russie semble en effet accréditer la thèse évoquée par M. Jean-Christophe Victor lors de son témoignage devant la Mission, le 14 juin 2006, selon laquelle la dépendance de certains Etats au pétrole tendrait à éroder les règles démocratiques : « l'examen des séries tend à montrer que plus le prix du pétrole augmente, plus les Etats deviennent autoritaires - cela s'est vérifié au Kazakhstan, en Russie, (...) au Venezuela, qui se caractérisent désormais par des régimes "pétro-autoritaires ". »

Dans le cas de la Russie, la problématique est certainement complexe. Au-delà d'un environnement relativement incertain dans le domaine économique, les maux traditionnels de l'économie russe handicapent à l'évidence un développement rationnel du secteur énergétique : faiblesses institutionnelles, tensions entre le centre et la périphérie - les régions les plus riches étant peu désireuses de financer les plus pauvres -, corruption, difficultés de mise en œuvre de la politique fiscale, etc.

2) La Russie et les routes de l'énergie : la géopolitique des « tubes » comme vecteur de puissance

La disparition de l'Union soviétique a remis en cause le statut de la puissance énergétique russe sur le continent eurasiatique, notamment sa capacité à rester le pivot du réseau de transport des hydrocarbures dans l'espace eurasiatique.

Le système de transport de pétrole soviétique avait en effet été construit dans la perspective principale de pourvoir aux besoins du complexe industriel local, la Russie y jouant un rôle central de producteur comme de consommateur. L'accession à l'indépendance d'un certain nombre d'Etats eux-mêmes producteurs de pétrole ou de gaz (Kazakhstan et Azerbaïdjan pour le pétrole, Turkménistan pour le gaz) ou jouant un rôle essentiel en matière de transit (Ukraine et Biélorussie) a contraint la Russie à redéfinir ses liens avec ces Etats, de manière à préserver ses marges de manœuvres énergétiques ainsi que son rôle central dans le réseau de transport des ressources énergétiques sur le continent eurasiatique.

a) Les routes de l'énergie dans la CEI : qui contourne qui ?

A la disparition de l'Union soviétique, la Russie s'est heurtée à une double contrainte : d'abord, contourner les zones à problèmes, ensuite se garantir une marge de manœuvre maximale en matière de transport de produits énergétiques, de manière à ne pas être tributaire des États devenus souverains après l'éclatement de l'URSS.

L'indépendance de l'Ukraine et de la Biélorussie - par lesquelles passe la quasi-totalité des exportations russes vers l'Europe au travers du gazoduc EuroSibérien (par l'Ukraine) et du gazoduc Yamal (par la Biélorussie) - a en effet multiplié les pays de transit à destination de l'Europe. Ainsi, les premiers travaux entrepris par Transneft ⁽⁸⁰⁾ en Russie depuis 1999 ont consisté à contourner tant la Tchétchénie, notamment pour améliorer la fiabilité du transit de pétrole azerbaïdjanais, que l'est de l'Ukraine, afin d'éviter la station de pompage ukrainienne de Loutchansk, et de rediriger des flux d'huile russe vers Novorossisk au lieu de Kherson et Odessa. De même, avec la réalisation d'un oléoduc débouchant sur un nouveau terminal baltique à Primorsk, projet phare de Transneft, la Russie a obtenu un contournement de la Lettonie - en plus d'un accroissement progressif de sa capacité d'acheminement.

De leur côté, les voisins de la Russie nouvellement indépendants se sont rapidement heurtés à la difficulté d'atteindre de nouveaux marchés - Europe, Chine, Japon, sous-continent indien. En effet, la dislocation de l'Union soviétique a donné naissance à une nouvelle zone potentiellement forte productrice d'hydrocarbures, la Caspienne, qui pourrait s'affirmer comme un concurrent majeur de la Russie et redessiner la carte des approvisionnements de l'Europe et de l'Asie.

LE DÉBAT SUR LES RESSOURCES ÉNERGÉTIQUES DE LA MER CASPIENNE

Les Etats bordant la Caspienne qui, hors l'Iran et la Russie, sont principalement l'Azerbaïdjan, le Kazakhstan et le Turkménistan, détiendraient des réserves encore incertaines. La Caspienne est un bassin gigantesque, largement inexploré mais difficile du fait de la faible profondeur de la mer et du climat - elle est gelée six mois de l'année durant. Les conditions d'exploitation de ses gisements y sont complexes, et coûteuses : il faut creuser jusqu'à 4 ou 5000 mètres, dans une mer très peu profonde, dans des gisements à haute teneur en soufre.

L'évaluation des réserves de la Caspienne reste de ce fait très controversée : 39,4 milliards de barils pour MacKenzie, 80 pour d'autres, 17 à 33 pour le secrétaire d'État américain à l'énergie Abraham en 2002. Pour Total, partie prenante dans le consortium de Kashagan à hauteur de 18,5 %, les vraies réserves sont celles que les opérateurs pensent pouvoir mettre en production, étant en droit de le faire. De ce point de vue, la compagnie française les évalue à 37 milliards de barils. Pour le seul Kazakhstan, les réserves totales de pétrole seraient équivalentes à 20 milliards de barils. Le potentiel de l'offshore caspien permettrait d'envisager une croissance importante de la production (qui passerait à près de 60 millions de tonnes/an, dont 50 millions de tonnes seraient exportées).

De tels niveaux de réserves permettraient en 2010 d'assurer une production oscillant entre 2,4 Mb/j et 5,9 Mb/j pour le pétrole et entre 200 et 270 milliards de m³ pour le gaz. La mise en valeur des hydrocarbures de cette zone nécessitant des investissements considérables, le développement des grands gisements d'hydrocarbures que sont Chirag, Azeri, Gunashli et Shah Deniz, pour l'Azerbaïdjan et Karachaganak, Tengiz et Kashagan, pour le Kazakhstan se fait sous l'égide des principales compagnies pétrolières internationales au travers des formes contractuelles que sont les accords de partage de production.

S'agissant toutefois de l'exploitation des ressources de la mer Caspienne, la question essentielle concerne son statut international, les pays riverains ne s'entendant pas sur les conditions de partage de cette mer : les discussions entre les protagonistes (Russie, Kazakhstan, Azerbaïdjan d'un côté, favorables à une répartition proportionnelle à la longueur de la bande côtière, Iran et Turkménistan de l'autre, favorables à une division en parts égales) sont actuellement au point mort. De ce fait, tous les débats sur la possibilité de construire des oléoducs et des gazoducs qui la traversent sont actuellement en suspens, alors que cette possibilité aurait un impact essentiel sur la rentabilité des projets au Kazakhstan, qui serait désenclavé.

LOCALISATION DES RESSOURCES PÉTROLIÈRES

ET RÉSEAU DE TRANSPORT : RUSSIE / CEI

Source : AIE, Russia Energy Survey 2002.

LOCALISATION DES RESSOURCES GAZIÈRES

ET RÉSEAU DE TRANSPORT : RUSSIE / CEI

Source : AIE, Russia Energy Survey 2002.

Cependant, le caractère incontournable, au sens propre, de la Russie, est rapidement apparu à ces Etats. En effet, la Russie est présente sur tous les axes : elle contrôle l'axe est-ouest d'évacuation du gaz du Kazakhstan et du Turkménistan ; par des branches nord-sud, elle alimente le Caucase et la Turquie ; dans le Caucase, la Russie contrôle plusieurs gazoducs - Russie-Azerbaïdjan, Russie-Géorgie-Arménie. Sans compter que la Russie contrôle aussi la quasi totalité du réseau de gazoducs intérieur en Géorgie qui menace d'imploser faute de moyens pour son entretien et qu'aucun investisseur n'est intéressé à racheter.

Dans ces conditions, les tentatives de contournement du grand voisin russe n'ont, à ce jour, pas donné de résultats très convaincants.

Ainsi, l'Ukraine, désireuse de se positionner sur le transit du pétrole caspien, s'est lancée dans la construction d'un oléoduc visant une réexpédition de ce pétrole vers l'Europe centrale. Elle a pour cela réalisé un pipeline de Pivdenny (Odessa) vers Brody, point de raccordement à l'oléoduc Droujba. Une extension Brody- Plock vers la Pologne est envisagée, qui permettrait d'atteindre le terminal de Gdansk. Cet oléoduc, achevé en 2001, est toutefois resté vide près de trois ans. Un accord signé avec la Russie en août 2004 a lancé son exploitation dans le sens inverse de celui prévu initialement, permettant ainsi, compte tenu des capacités de l'oléoduc Droujba, d'élargir la capacité d'exportation au brut russe via le terminal de Pivdenny...

De même, les tentatives d'autonomisation des pays baltes n'ont pas été couronnées de succès. Opérateurs des exportations pétrolières russes vers le Nord-Ouest jusqu'en 2001, ces pays sont aujourd'hui confrontés à la concurrence du terminal russe de Primorsk, dont la construction semble avoir été notamment motivée par des relations russo-lettonnes difficiles. Ainsi, le port letton de Ventspils fait aujourd'hui l'objet d'un boycott total de la part de Transneft, ce dernier arguant de la surcharge de son réseau dans cette direction pour ne pas desservir ce terminal. Au total, si Ventspils reçoit toutefois par rail des cargaisons d'huile brute, le port travaille bien en dessous de sa capacité nominale.

Quant aux options d'évacuation alternatives, elles se heurtent à des considérations géopolitiques, juridiques ou financières majeures, soit en raison de l'instabilité politique des régions à traverser (Afghanistan, conflits « gelés », du Caucase - Abkhazie, Ossétie, Haut-Karabakh), soit du fait de litiges juridiques (statut de la Caspienne), soit enfin du fait de la politique américaine (sanctions contre l'Iran).

Dans ce contexte, quinze ans après la disparition de l'URSS, les trois axes majeurs des exportations d'huile depuis la CEI ont été confortés :

- La mer Noire reste le premier débouché des huiles caspienne et russe. Le principal terminal de la zone est celui de Novorossisk, en Russie opéré par Transneft, qui devrait céder le pas en 2008 au Caspian Pipeline Consortium (CPC).

- La mer Baltique a connu un accroissement considérable des volumes, accompagné d'une redistribution des rôles. La mise en service en décembre 2001 du terminal russe de Primorsk (Baltic Pipeline System ou BPS), a totalement détourné les flux d'huile du port letton de Ventspils. Le BPS fait, depuis, l'objet de tous les efforts de Transneft, qui en accroît la capacité tous les ans.

- En Europe continentale, l'oléoduc Droujba (Samara - Europe centrale) est le principal oléoduc d'exportation. Il se divise au niveau de l'Ukraine en deux branches : au Nord, il va, via la Biélorussie, vers la Pologne et le terminal de Gdansk ; au Sud, il dessert successivement la Hongrie, la Slovaquie, la République tchèque et l'Allemagne. Son point de départ est le hub de Samara, où il reçoit aussi bien de l'huile de Sibérie que de la région Caspienne.

La problématique de l'évacuation des hydrocarbures n'est cependant pas épuisée et, si les projets de contournement de la Russie n'ont, jusqu'alors, pas vu le jour, la carte du transit des hydrocarbures dans la zone eurasiatique est en pleine mutation. L'entrée en service, en 2006, de l'oléoduc BTC (Bakou-Tbilissi-Ceyhan), projet d'origine américaine, est emblématique de cette redistribution des cartes dans une zone convoitée, où toutes les grandes puissances sont présentes.

Ainsi, comme le montre l'entrée en service du BTC, les Etats-Unis ont réussi à faire prévaloir leur vision d'un axe Asie-centrale-Caspienne-Caucase-Turquie. Dans la même veine, un gazoduc reliant Bakou à la ville turque d' Erzerum, via Tbilissi, est en cours. Etape suivante, une alimentation du BTC par du pétrole provenant du gisement géant de Kashagan, au Kazakhstan - la plus importante découverte pétrolière depuis trois décennies, et amené par mer, est prévue.

D'autres évolutions sont en cours, qui pourraient également bouleverser la problématique de l'évacuation des hydrocarbures dans l'espace post-soviétique.

En premier lieu, la Chine se rapproche rapidement, non seulement de la Russie, mais également du Kazakhstan, et aurait des visées sur le Turkménistan. L'oléoduc ouest-est qui relie le Kazakhstan et la Chine est entré en service en 2006 et un gazoduc est également envisagé entre ces deux pays. Par ailleurs, des sociétés pétrolières chinoises (CNPC, Sheng-Li) commencent à se positionner dans la région, notamment en Azerbaïdjan et au Kazakhstan, le long des axes Ouest-Est.

En deuxième lieu, le Turkménistan pourrait devenir à long terme une voie d'évacuation vers le sous-continent indien, alors que l'Inde affiche des besoins croissants. Une option consisterait à construire un gazoduc et un oléoduc amenant les hydrocarbures turkmènes à travers l'Afghanistan et le Pakistan.

Enfin, en dépit de l'Iran Libya Sanctions Act, l'Iran reste un acteur, certes encore virtuel à maints égards, du grand jeu énergétique dans l'espace post-soviétique. S'il a été écarté des projets BTC, il reste présent sur l'axe est-ouest, pour le gaz. Par ailleurs, des « swaps » de pétrole du Kazakhstan et du Turkménistan, y compris par des compagnies américaines, ont lieu en utilisant le port iranien de Neka sur la Caspienne et le terminal de Kharg dans le Golfe persique. L'Iran demeure enfin une option pour l'évacuation du pétrole de Kashagan par un éventuel oléoduc Nord-Sud Kazakhstan-Turkménistan-Iran : le projet KTI, dont Total a lancé l'initiative dès 1998, se heurte cependant pour l'instant à la volonté de l'administration américaine d'écarter toute voie d'évacuation par l'Iran. Le Président Noursoultan Nazarbaev confirme néanmoins régulièrement son intérêt pour cette option qui est de loin la plus rationnelle en termes économiques et la mieux à même de répondre au problème d'enclavement du Kazakhstan. De même, les autorités azerbaïdjanaises sont conscientes de leur dépendance par rapport à l'axe Est-Ouest et n'excluent pas à moyen terme une voie Nord-Sud par l'Iran.

b) Quel avenir pour la Russie dans le grand jeu énergétique autour de l'Asie centrale ?

La Russie ne reste pas inactive face aux tentatives de contournement de son territoire. Dans l'objectif affiché de rester la plaque tournante du transit énergétique dans l'espace eurasiatique, elle met en œuvre une politique qui s'appuie sur l'instrumentalisation systématique de la situation de dépendance énergétique qui caractérise de facto les relations qu'elle entretient avec ses anciens membres. C'est, en réalité, une stratégie multiforme qui est mise en oeuvre, qui va de la participation financière dans les sociétés de transit présentes chez ses voisins au recours à l'arme énergétique et à la pression diplomatico-politique contre les pays récalcitrants. Plus récemment, c'est au moyen du prix du gaz que la Russie a réaffirmé sa volonté de préserver son influence énergétique dans l'espace ex-soviétique.

La palette des armes utilisées par la Russie pour préserver et développer sa puissance énergétique peut être illustrée par la comparaison entre les relations que conduit la Russie avec l'Ukraine d'une part (1), les républiques d'Asie centrale, et notamment le Kazakhstan, d'autre part (2), ces deux exemples formant les deux extrémités du spectre de mesures mise en œuvre dans ce domaine par la Russie.

(1) La stratégie de l'affrontement : les relations énergétiques entre l'Ukraine et la Russie

La situation géographique unique de l'Ukraine, entre l'Europe occidentale et les pays producteurs d'hydrocarbures lui confère un rôle incontournable au sein des flux énergétiques trans-eurasiatiques. Elle détient ainsi le deuxième plus grand réseau de gazoducs et oléoducs au monde. On comprend dès lors que la Russie se soit émue de voir l'Ukraine, après la révolution orange et l'élection à la présidence de Victor Iouchtchenko, s'engager résolument à rejoindre l'Union européenne et l'OTAN.

Reste que le contentieux énergétique entre la Russie et l'Ukraine n'est pas nouveau et n'est pas né avec l'évolution politique récente - et peut-être avortée - de l'Ukraine. En effet, les relations entre les deux pays ont, tout au long de la décennie 1990, été empoisonnées par les questions énergétiques. Comme l'ont montré nos collègues René André et Jean-Louis Bianco dans le rapport qu'ils avaient consacré aux relations entre la Russie et l'Union européenne en 2004 ⁽⁸¹⁾, Moscou a, dès la fin des années 1990, choisi de recourir à l'arme énergétique à l'égard de l'Ukraine. Arme dont l'efficacité est garantie par la dépendance ukrainienne à l'égard du gaz russe (à hauteur de 80 %) et du pétrole (40 %).

C'est ainsi que sous le premier mandat de Vladimir Poutine, la dette gazière ukrainienne a été systématiquement instrumentalisée : en 1999 et 2000, effacement de 100 millions de dollars de dette par an contre un bail sur 80 % des installations militaires de Sébastopol en faveur de la Russie, 285 millions de dollars de remise contre la rétrocession de bombardiers stratégiques et de 600 missiles de croisière ; tentative - manquée, l'Ukraine ayant opposé ses intérêts de souveraineté - d'effacement de l'intégralité de la dette en échange de prises de participation russes dans plusieurs entreprises ukrainiennes ; menace de construction d'un gazoduc de dérivation via la Pologne et la Slovaquie, Gazprom accusant l'Ukraine de siphonner le gaz transitant sur son territoire à destination de l'Europe. L'arme économique est également largement utilisée et l'on observe d'importantes prises de contrôle, par des capitaux russes, d'entreprises ukrainiennes intervenant dans les secteurs de la métallurgie, de la chimie, de l'énergie, de la finance, des médias ou des télécoms. Ainsi, les compagnies pétrolières russes Loukoïl et TNK contrôlent les quatre principales raffineries du pays ainsi que le réseau de distribution d'essence.

Dès lors, dans le contexte politique particulièrement tendu entre les deux pays né de la révolution orange, l'Ukraine a fait les frais de la décision prise par Gazprom, pour 2006, de cesser de subventionner le gaz de la CEI et de lier le prix de celui-ci aux cours mondiaux du pétrole - puisque c'est ainsi qu'a été présenté le relèvement des tarifs du gaz vis-à-vis de ses voisins de la CEI par Moscou.

LA CRISE GAZIÈRE DE L'HIVER 2005 ET L'ACCORD DU 4 JANVIER 2006

Au printemps 2005, la partie ukrainienne a souhaité sortir d'un système de troc pour passer à un système de règlement financier : la sortie des accords intergouvernementaux existants s'est faite brutalement à la fin de l'année 2005. L'Ukraine n'a pas, alors, sollicité les arbitrages internationaux que lui permettaient les accords intergouvernementaux en vigueur avec la Russie. Elle a signé le 4 janvier 2006, dans la plus grande confusion, un ensemble d'engagements qui ont été progressivement divulgués au fil des mois.

Sujets à interprétation différente selon les sources, ces accords prévoient :

- prix du gaz : 95 dollars les 1000 m³, jusqu'au 1^er juillet 2006 selon Moscou, valable cinq ans sauf renégociation entre les parties selon Kiev.

- prix du transit : 1,69 dollar les 1000 m³/100 km, fixé pour cinq ans selon Moscou ; selon Kiev ce prix, inférieur aux cours européens, est aussi révisable si le prix du gaz est lui aussi renégocié.

-  l'entrée sur le marché ukrainien, sous divers artifices, de RosUkrEnergo (RUE), intermédiaire imposé par Moscou selon Kiev ; choisi par Kiev selon Moscou ; intermédiaire obligé pour toute l'importation du gaz pour l'Ukraine, ainsi que, de plus en plus présent, pour la distribution aux consommateurs industriels, bénéficiant, de plus, de facilités de stockage à bon prix en Ukraine.

Toutefois, dans le même temps où la Russie demanda à l'Ukraine 230 à 240 dollars/1 000 m³, elle signait un contrat de fourniture de gaz à la Biélorussie au prix de 46,68 dollars/1 000 m³ ; avec l'Azerbaïdjan et l'Arménie au prix de 110 dollars/1 000 m³ ; avec les pays baltes à des prix compris entre 100 et 120 dollars/1 000 m³. Sans compter que la Russie continue, sur le marché intérieur, de facturer le gaz à des prix très inférieurs à celui du marché mondial (22 dollars/1 000 m³ pour la population et 31-33 pour les prix de gros).

Cette décision de Gazprom a suscité une crise ouverte entre la Russie et l'Ukraine en décembre 2005, qui s'est soldée par la conclusion d'accords gaziers entre les deux pays, dont une partie seulement nous est connue et dont certaines dispositions ne laissent pas, disons-le, de susciter de nombreuses questions.

A court terme, nombre d'analystes voient dans les accords du 4 janvier 2006 l'aliénation de l'indépendance énergétique et économique de l'Ukraine, et la prise de contrôle indirecte par Gazprom, tant des réseaux de gazoducs ukrainiens, que de la distribution locale aux industriels, voire, au bénéfice d'intérêts privés russes, d'entreprises monodépendantes de l'énergie (engrais par exemple).

A ce jour, il reste difficile de comprendre pourquoi Kiev a accepté de tels accords : ils ne semblent pas, en effet, donner à l'Ukraine de garanties formelles sur le prix du gaz livré à l'Ukraine au-delà des six premiers mois de l'année 2006 et ils pourraient remettre en cause l'accord bilatéral passé avec Achgabat pour l'achat d'un volume de gaz turkmène. Qui plus est, ces accords sont le fruit d'un montage reposant sur un intermédiaire, RosUkrEnergo, dont la structure financière, côté ukrainien, est totalement opaque, ce qui va à l'encontre de l'objectif de transparence dont les autorités ukrainiennes se prévalent auprès de leurs partenaires occidentaux. Enfin, il prévoit la création, en Ukraine, d'une société mixte pour le transport du gaz, qui porte en germe un risque d'aliénation des infrastructures, même si les autorités se vantent de ne rien avoir cédé sur ce point.

(2) La diplomatie énergétique de Moscou : les relations énergétiques entre l'Asie centrale et la Russie

Si la Russie sait rappeler son poids et sa volonté à ses anciens satellites ou ses anciennes possessions dans le cadre de l'URSS, elle est également engagée dans une stratégie de rapprochement et de coopération avec un certain nombre de ses voisins et mène une véritable diplomatie énergétique.

Cette politique est particulièrement flagrante vis-à-vis des Républiques d'Asie centrale, l'instrument privilégié de cette diplomatie étant la Communauté économique EurAsiatique (CEEA), organisation régionale née en 2000, héritière de l'union douanière constituée à Minsk en 1995 et regroupant la Biélorussie, le Kazakhstan, le Kirghizstan et la Russie. Le Tadjikistan l'a rejointe en 1998 et l'Ouzbékistan en 2006. Le traité fondateur de cette organisation, aujourd'hui présidée par le Président Vladimir Poutine, est très ambitieux, comme l'est l'objectif tendant à la création d'un espace économique unique entre la Russie, la Biélorussie et le Kazakhstan. L'Ukraine y occupe un statut d'observateur et le nouveau premier ministre ukrainien a évoqué une possible « intégration économique dans le cadre de la CEEA » lors de la réunion de l'organisation à Sotchi, à la fin du mois d'août 2006. La Russie insiste quant à elle sur son souhait de régler les questions énergétiques dans le cadre global d'un espace économique unique, notamment la question de la nécessité d'investissements massifs. L'intérêt de la Russie pour ce cadre est également lié à ses projets de développement de l'axe oriental de sa politique énergétique. L'objectif est de faire passer la part de l'Asie dans les exportations de pétrole de 3 % aujourd'hui à 30 % en 2020 et de gaz de 5 à 25 % sur la même période.

Par cette diplomatie énergétique menée depuis plusieurs années en Asie centrale, dont la CEEA est le nouveau vecteur privilégié, Moscou s'est constitué une véritable « aire d'influence gazière ». Les succès diplomatiques sont là : le principal d'entre eux est constitué par le contrat de vingt-cinq ans signé en avril 2003 avec le Turkménistan, principal pays producteur de la région en dehors de la Russie ; de même, des contrats de transit de gaz ont été conclus, pour quinze ans, avec le Kazakhstan, le Kirghizstan et l'Ouzbékistan. Avec ces accords, Gazprom contrôle de facto la totalité des ressources des trois républiques centrasiatiques.

La Russie reste donc la puissance dominante dans le jeu énergétique en Asie centrale, via ses groupes énergétiques, ses investissements, ses accords sécuritaires ou économiques ou encore sa coopération transfrontalière, culturelle et universitaire. Comme a pu le constater M. Jean-Louis Bianco, lors de la mission qu'il a effectuée au Kazakhstan au mois d'avril 2006, la Russie est effectivement omniprésente dans le discours des responsables d'un pays considéré comme un futur géant énergétique. La qualité des relations avec la Russie, nous a-t-il été dit, est une condition nécessaire pour permettre au Kazakhstan d'être à la hauteur de ses responsabilités énergétiques. C'est ainsi que le Président Noursoultan Nazarbaev avait déclaré, lors de la visite du Président Vladimir Poutine, en janvier 2004, que la Russie resterait la voie d'évacuation n°1 des huiles kazakhes. De fait, la Russie reste le partenaire « naturel » : l'outillage mental, comme la langue d'ailleurs, sont russes. Ajoutons à cela une frontière commune de 7 500 km, une importante minorité russe représentant 35 % de la population, la dépendance pour les questions de sécurité et, enfin, le rôle de la Russie comme premier partenaire économique.

Toutefois, même si le Kazakhstan mène une politique déterminée d'intégration dans l'espace de la CEI, il est en réalité dans un exercice d'équilibre subtil afin de valoriser au mieux sa position géographique stratégique, aux confins de l'Europe et de l'Asie. Cette politique d'équilibre s'exprime au travers des multiples projets d'évacuation des hydrocarbures alternatifs à la Russie.

L'ENCLAVEMENT DU KAZAKHSTAN

La question de l'enclavement du Kazakhstan représente le principal point noir pour le développement énergétique du pays. Actuellement, l'évacuation du pétrole kazakhstanais se fait principalement par :

- l'oléoduc Atyraou/Samara, dont la capacité devrait être doublée pour atteindre 20 Mt/an ;

- l'oléoduc Tenguiz Novorossiisk (Caspian Pipeline Consortium, d'une longueur de 1 500 km), entré en service en novembre 2001. La capacité initiale du CPC - qui est de 28 Mt/an - pourrait être portée à 67 Mt.

Plusieurs autres projets d'oléoducs sont aujourd'hui en cours de réalisation ou envisagés :

- l'option Ouest : l'oléoduc Bakou-Tbilissi-Ceyhan (dit MEP "Main Export Pipeline"), qui vient d'être inauguré et qui entrera en service à la fin de l'année. Sa capacité pourrait être portée jusqu'à 1 million de barils/j. Le remplissage de cet oléoduc dépend en partie des huiles kazakhstanaises qui pourraient être acheminées par barge d'Aktau à Sangatchal à partir de 2006 à hauteur de 0.4 million de barils/j (la construction d'un oléoduc de raccord transcaspien se heurte à l'absence de définition du statut de la Caspienne). Le Président kazakh a renouvelé les engagements du Kazakhstan à alimenter ce pipeline lors de son inauguration à Bakou, le 25 mai 2005.

- l'option chinoise : présenté par les interlocuteurs gouvernementaux de la Mission comme la priorité, le projet d'oléoduc sino-kazakh se concrétise, sa mise en fonctionnement étant prévue pour le mois de juin. Il relie un gisement de la Caspienne à la province du Xinjiang et a été achevé en décembre 2005. Sa capacité initiale devrait atteindre 200 000 b/j.

- la troisième et dernière option est l'option iranienne (Kazakhstan - Turkménistan - Iran), évoquée ci-dessus.

Toutefois, même si le discours officiel est celui d'un équilibre entre Russie, Etats-Unis, Chine, Europe et pays musulmans, les Kazakhstanais sont néanmoins prompts à rappeler à leurs interlocuteurs qu'ils ne peuvent qu'avoir la politique de leur géographie. Or celle-ci leur rappelle qu'ils partagent avec la Russie la plus longue frontière terrestre au monde...

B - Producteur puissant, la Russie est-elle aussi un partenaire fiable ?

Cette question peut sembler paradoxale : la Russie n'a, y compris pendant la période soviétique, jamais manqué à ses engagement contractuels vis-à-vis de ses partenaires européens. Reste que la crise gazière avec l'Ukraine à l'hiver 2005, dont certains Etats membres de l'Union européenne ont subi les conséquences négatives, a fait ressurgir cette question. Celle-ci n'est en réalité que la synthèse, brutale, d'un ensemble d'interrogations tenant in fine à la lisibilité de la stratégie énergétique russe - voire à son existence pour certains - et à sa crédibilité à moyen et long terme.

A l'évidence, la Russie veut s'imposer comme une puissance énergétique globale, active non seulement dans l'espace eurasiatique, mais également dans le monde entier. L'utilisation de sa présidence du G 8 pour placer la sécurité énergétique au cœur des travaux de l'organisation internationale témoigne de cette volonté russe de s'affirmer sur la scène énergétique mondiale. Dans le même temps, en dehors de la CEI, la Russie n'a cessé de renforcer ses liens avec le Venezuela ou avec l'Algérie. Même si l'heure n'est pas encore à la mise sur pied d'une OPEP du gaz, une « OPEG », on notera avec intérêt l'engagement mutuel qu'ont pris la Russie et l'Algérie de coordonner leurs positions sur le marché du gaz, au-delà de l'exploitation conjointe de gisements de gaz en Afrique du Nord qu'elles ont décidée. Dans la même veine, le discours russe met en avant le thème de la diversification de ses clients, reprenant, à l'égard de l'Europe notamment, le thème du balancement vers l'Est, sous une forme parfois menaçante : c'est ainsi que sont triomphalement annoncés des projets pharaoniques de transport du gaz et du pétrole russes vers la Chine.

L'ensemble des ambitions russes est résumée par le Président russe lui-même : ainsi, Vladimir Poutine, dans le Wall Street Journal du 28 février 2006, explique que « la redistribution de l'énergie inspirée uniquement par les priorités du petit groupe des nations les plus développées ne sert pas les objectifs du développement global. Nous nous efforcerons de créer un système de sécurité énergétique qui réponde aux intérêts de toute la communauté internationale ». Faut-il, avec Françoise Thom, voir dans cette déclaration du Président russe la volonté de Vladimir Poutine de « réaliser en dehors des frontières russes ce qu'il a réussi à faire chez lui, à savoir abolir le libre marché de l'énergie et organiser un super-cartel des producteurs, dans lequel le Kremlin détiendrait les postes de commande et qui maintiendrait les pays développés à la merci des producteurs enrégimentés par Moscou » ⁽⁸²⁾ ?

Géant énergétique, la Russie a-t-elle les moyens de cette ambitieuse réforme du système énergétique mondial ?

1) Mythes et réalités de la politique de diversification gazière en Russie

Le 18 avril 2006, devant les ambassadeurs des Etats membres de l'Union européenne, le Président de Gazprom, Alexis Miller, expliquait dans une longue déclaration que la Russie pourrait réorienter ses exportations de gaz d'Europe vers la Chine et les Etats-Unis et que la fourniture de quantités supplémentaires de gaz à l'Europe serait conditionnée à la conclusion de contrats de fourniture à long terme. Les exportations vers les Etats-Unis se feront sous la forme de GNL, tandis que celles vers la Chine pourront avoir lieu soit sous cette même forme soit par gazoducs. Une étude de faisabilité a ainsi été annoncée pour la fin de l'année 2006, relative à la construction d'un oléoduc partant de Sibérie occidentale pour rejoindre, via les montagnes de l'Altaï (Mongolie occidentale) le gazoduc chinois Ouest-Est, afin d'approvisionner la Chine orientale. La fourniture annuelle de 30 milliards de m³ commencerait en 2011 et le coût du projet était estimé à 5 milliards de dollars.

L'affirmation par la Russie de son souhait de diversifier son portefeuille de clients en matière d'exportation de gaz n'est pas nouvelle : c'est un objectif politique affiché depuis au moins dix ans. Le développement du gisement pétrolier et gazier de Sakhaline, sur la côte pacifique de la Russie a joué à cet égard un rôle déterminant et a conduit la Russie à envisager d'autres projets orientaux : plusieurs sont à l'étude qui concernent la Sibérie orientale, sans qu'aucun n'ait encore toutefois vu le jour. Au regard de la proximité géographique avec les grands marchés de consommation asiatiques, il est de toute façon évident que les ressources énergétiques de Sibérie orientale ne pourront être exploitées que si elles sont destinées, au moins en partie, sinon quasi-totalement aux marchés asiatiques (Chine orientale, Japon, Corée du Sud). Aucune infrastructure de transport n'existe cependant à ce jour.

La question d'une concurrence entre l'Europe et la Chine ne se pose donc pas s'agissant des gisements de Sibérie orientale ; en revanche, les ressources de Sibérie occidentale peuvent aussi bien être destinées à l'Europe qu'à l'Asie. Ce sont donc ces ressources qui sont visées dans les discours russes sur la diversification. En termes strictement géographiques cependant, ce sont bien les marchés européens qui sont les plus proches (4 000 kilomètres jusqu'à l'Autriche, dont 2 800 en territoire russe) ; ajoutons que le réseau de gazoducs existe déjà, même s'il a grand besoin d'être modernisé - le tiers de ce réseau a plus de trente ans et 60 % plus de soixante ans - voire développé, dans la mesure où, dans certaines sections, il fonctionne à plus de 95 %. Du côté oriental, Pékin est à plus de 5 000 kilomètres, dont 2 000 en territoire russe si le trajet passe par la Mongolie occidentale et 3 500 par la Mongolie orientale. En l'occurrence, le projet de gazoduc de l'Altaï passerait par la Mongolie occidentale : il s'agirait de compléter le gazoduc existant qui relie la Sibérie occidentale à Novossibirsk par des tuyaux complémentaires et de le prolonger de 700 kilomètres à travers les montagnes de l'Altaï, jusqu'à la frontière chinoise. De là, la Chine devra construire un gazoduc pour le relier au gazoduc existant qui traverse la Chine d'Ouest en Est et augmenter la capacité de ce dernier, qui n'est aujourd'hui que de 12 milliards de m³ par an. Ajoutons que la traversée de la chaîne de l'Altaï signifie construire un gazoduc qui traversera des terres situées entre 3 200 et 4 300  mètres d'altitude... et dans une zone sismique. Le dernier tremblement de terre en date dans la région a eu lieu le 27 septembre 2003 et fut d'une magnitude de 7,3 sur l'échelle de Richter.

Défi technique d'une redoutable complexité, ce gazoduc est également un défi financier pour Gazprom. Le budget d'investissement annuel de la société russe oscille aujourd'hui entre 10 et 11 milliards de dollars par an et se porte principalement sur les infrastructures de transport, qui bénéficient du double d'investissements par rapport aux capacités de production. Ce budget est largement destiné au maintien à leur niveau actuel des opérations en cours - la seule maintenance du réseau de transport requiert 2 milliards de dollars par an -, tandis que le seul projet majeur d'investissement mis en œuvre aujourd'hui est constitué par les premiers travaux du gazoduc Nord Europe à destination de l'Allemagne.

Si l'on dresse un bilan des investissements à réaliser dans les années à venir par Gazprom, le budget d'investissement actuel de la société d'Etat apparaît largement insuffisant pour financer tous les projets prévus, soit :

- 5 milliards de dollars pour le projet « Altaï », à répartir entre les parties chinoise et russe, certains experts estimant cependant ce chiffre notoirement sous-évalué et évoquant jusqu'à 12 milliards de dollars ;

- 4,7 milliards de dollars jusqu'à 2011 pour la partie sous-marine du gazoduc Nord Europe, dont la moitié pour Gazprom, auxquels s'ajoutent 6 milliards de dollars pour la partie terrestre de l'ouvrage ;

- 12 à 14 milliards de dollars d'ici 2011 (dont probablement la moitié pour Gazprom) pour le développement du gisement de Shtokman et la construction d'une usine GNL ;

- 1,5 milliard de dollars pour la modernisation, voire l'extension du gazoduc entre l'Asie centrale et la Russie ;

- 20 milliards de dollars au bas mot pour le développement du champ de Yuzhno-Russkoye et de la péninsule de Yamal en général ;

- un milliard de dollars dans les deux années qui viennent pour équiper les régions russes en infrastructures leur permettant l'accès au gaz.

Autant de projets auxquels il faut ajouter le développement des sites de stockage en Europe, le développement du potentiel de la Sibérie orientale, les investissements multiples en matière de liquéfaction du gaz ou dans un certain nombre d'infrastructures en dehors du secteur gazier (centrales électriques, secteur pétrolier...), etc.

Au regard de cette liste impressionnante, il semble évident que la part chinoise du financement de l'Altaï sera déterminante pour la poursuite du projet. Ce qui renforcera d'autant le poids de la Chine dans la négociation, dès lors qu'il s'agira de négocier le prix du gaz fourni. En tout état de cause, la Russie ne sera pas en mesure de vendre son gaz à la Chine le même prix qu'elle le vend à l'Europe, ayant face à el