L’Irak et les Émirats arabes unis accélèrent leurs projets d’expansion des oléoducs afin de compenser les pertes de flux dues à la fermeture du détroit d’Ormuz. Alors que de nouvelles données révèlent leur forte dépendance au golfe Persique, rapporte CNBC.

Il convient de noter que le gouvernement irakien vient d’approuver des plans visant à accélérer les exportations de pétrole brut via le réseau d’oléoducs Kurdistan-Turquie. Cette décision permettra de plus que tripler les exportations actuelles, passant de 220 000 barils par jour à 770 000. Cet itinéraire offre un passage alternatif à travers le Kurdistan jusqu’au port turc de Ceyhan, en Méditerranée.

Des données exclusives présentées à CNBC par QuantCube Technology révèlent que les exportations irakiennes globales se sont pratiquement taries depuis le début de la guerre. Et ce, en raison de sa dépendance géographique vis-à-vis du détroit d’Ormuz.

« L’Irak se trouve dans une situation beaucoup plus compliquée car nous savons que la majeure partie, voire la totalité, de son pétrole transite par le détroit d’Ormuz », a déclaré Alan Aleman, économiste principal chez QuantCube, à CNBC lors d’une interview…

Parallèlement, Abou Dhabi accélère la construction du nouvel oléoduc est-ouest vers Fujairah, cherchant ainsi à contourner le détroit d’Ormuz. Ce projet, qui devrait être opérationnel en 2027, doublera la capacité d’exportation de la compagnie pétrolière nationale ADNOC.

Le prince héritier d’Abu Dhabi, Cheikh Mohammed ben Zayed Al Nahyan, a appelé le 15 mai à l’accélération des travaux d’expansion du pipeline, dans un contexte de demande énergétique mondiale croissante. Les Émirats arabes unis peuvent toujours exporter du pétrole via d’autres terminaux. Cela atténue l’impact de la fermeture d’Ormuz, note encore CNBC.

« Il est clair que l’Irak, de par sa situation géographique, se trouve dans une situation beaucoup plus compliquée que celle des Émirats arabes unis ou de l’Arabie saoudite » a ajouté Aleman. « Les Émirats arabes unis possèdent toujours le terminal de Fujairah. Même s’il a été endommagé pendant la guerre, il dispose théoriquement encore des infrastructures et des navires nécessaires pour exporter une grande quantité de pétrole ».

Mais même les infrastructures alternatives existantes sont menacées. L’oléoduc reliant l’ouest à l’est de l’Arabie saoudite a été attaqué par l’Iran en avril, et Fujairah a également été la cible de frappes de drones iraniens.

L’oléoduc saoudien, qui relie les installations de traitement près du golfe Persique à un centre d’exportation en mer Rouge, et l’oléoduc des Émirats arabes unis jusqu’au port de Fujairah, ont une capacité disponible combinée estimée entre 3,5 et 5,5 millions de barils par jour, note l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Bien que l’Arabie saoudite ait déclaré en mars que son oléoduc pompait 7 millions de barils par jour.

Cependant, ces flux restent bien loin des quelque 20 millions de barils de pétrole et de produits pétroliers qui transitaient quotidiennement par le détroit d’Ormuz avant la guerre. Le développement de voies d’exportation alternatives exige non seulement d’énormes investissements dans les infrastructures, mais aussi du temps. Des accords interétatiques sont souvent nécessaires, car les pipelines traversent différents territoires…

Par ailleurs, les navires immobilisés dans le Golfe risquent d’être attaqués par les forces iraniennes s’ils n’obtiennent pas l’autorisation de Téhéran pour emprunter une route désignée via le détroit d’Ormuz.

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Le champ pétrolier d’Ashtart, situé dans le golfe de Gabès, devrait atteindre son niveau de rentabilité le plus élevé en 2031, selon une analyse publiée par un cabinet de recherche spécialisé dans les marchés de l’énergie à Washington, d’après l’agence TAP. Cette perspective marque une étape importante pour l’un des plus anciens et des plus importants gisements pétroliers du pays.

Concrètement, cette échéance correspond au moment où la différence entre les revenus générés par la production de pétrole et les coûts d’exploitation serait la plus favorable. En d’autres termes, le champ devrait alors offrir son meilleur rendement économique avant d’entrer dans une phase où le maintien de la production pourrait devenir plus complexe et plus coûteux.

Mis en production en 1974 après sa découverte au début des années 1970, Ashtart demeure aujourd’hui un actif stratégique pour le secteur énergétique tunisien. Le gisement produit actuellement près de 5 000 barils par jour, soit environ 14% de la production nationale de pétrole. Cette contribution lui permet de conserver une place importante dans un contexte marqué par le déclin naturel de plusieurs champs historiques du pays.

L’importance d’Ashtart ne se limite pas à sa production actuelle. Le gisement a également joué un rôle majeur dans l’histoire pétrolière tunisienne. Au début des années 1980, associé au champ d’El Borma, il a contribué à la période la plus productive du secteur national, lorsque la production pétrolière du pays atteignait des niveaux record.

Le champ est exploité par la Société de recherche et d’exploitation des pétroles en Tunisie (Serept), détenue conjointement par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société Perenco. Cette dernière est devenue copropriétaire du gisement après le rachat, en 2018, de la participation détenue auparavant par le groupe OMV.

Au-delà des indicateurs économiques, le rapport souligne plusieurs défis techniques. Les caractéristiques du réservoir, la profondeur des puits et certaines contraintes liées à la pression constituent autant de facteurs qui influencent les performances de production. Le gisement repose sur un seul réservoir et utilise un système d’injection d’eau de mer afin de maintenir la pression nécessaire à l’extraction du pétrole.

Ces éléments illustrent les défis auxquels sont confrontés les champs pétroliers arrivés à maturité. Si Ashtart continue de jouer un rôle central dans la production nationale, les années à venir seront déterminantes pour prolonger son exploitation dans des conditions économiquement viables.

Dans un pays où les hydrocarbures demeurent une composante importante de l’approvisionnement énergétique, l’évolution de ce gisement historique sera suivie de près. Son parcours reflète plus largement les enjeux auxquels fait face l’industrie pétrolière tunisienne: maintenir la production des champs existants tout en recherchant de nouvelles sources de croissance.

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Le déficit commercial américain s’est réduit en avril, la hausse des exportations de pétrole ayant contribué à compenser la hausse continue des importations d’équipements utilisés pour la construction de centres de données.

Le déficit commercial des biens et services s’est réduit de 1,2 % en avril par rapport au mois précédent pour s’établir à 55,9 milliards de dollars, a annoncé mardi 9 juin le département du Commerce.

La valeur des exportations a progressé de 2,6 % en avril par rapport à mars, principalement grâce à une hausse de 60 % des exportations de pétrole brut, ainsi qu’à une augmentation des exportations de fioul et d’autres produits pétroliers. Pour leur part, les importations ont augmenté de 2 %, tirées par les ordinateurs et les semi-conducteurs.

La guerre avec l’Iran et la fermeture quasi totale du détroit d’Ormuz ont restreint l’approvisionnement en pétrole dans la région, entraînant une hausse des prix… Elle a également accentué les fortes fluctuations des échanges mensuels, suite aux annonces répétées de Donald Trump concernant les droits de douane pendant la majeure partie de l’année 2025. A noter que nombre de ces droits de douane ont été invalidés par la Cour suprême en février. Mais l’administration Trump a par la suite proposé de nouveaux droits de douane d’au moins 10 % sur les importations en provenance de 60 partenaires commerciaux.

Des enquêtes récentes menées auprès des responsables des achats montrent que les entreprises américaines constituent des stocks de marchandises, tentant de prévenir de nouvelles hausses de prix liées à la guerre, rappelant la « course » aux importations de l’année dernière avant les droits de douane dits du « jour de la libération » de Trump.

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Le champ d’Ashtart, l’un des principaux gisements pétroliers en Tunisie et la deuxième plus grande découverte pétrolière du pays, devrait atteindre son pic de rentabilité en 2031. C’est ce qu’indique un rapport publié par une plateforme de recherche et de conseil spécialisée dans les marchés de l’énergie basée à Washington.

Le seuil de rentabilité correspond au niveau où l’écart entre les recettes de production prévisionnelles et les charges d’exploitation est à son maximum.

A ce stade, des défis liés à la viabilité de l’exploitation du champ à long terme commencent à se présenter.

Le champ d’Ashtart a été découvert en 1970 à 70 km au large de Sfax dans le Golfe de Gabès, à une profondeur de 219 pieds sous la surface de l’eau. Il est entré en production en 1974, précisent les données du ministère de l’Énergie, des mines et des énergies renouvelables.

En outre, les dernières données figurant dans le rapport calculent la moyenne de production du gisement à environ 5 000 barils de pétrole par jour. Ce qui représente près de 14 % de la production nationale totale.

En 1980, ce gisement, avec celui d’El-Borma, a contribué à hauteur de 70 %, au pic de la production nationale enregistré, durant cette année là. Soit un niveau avoisinant les 117 000 barils par jour, souligne le même rapport.

La gestion du gisement est assurée par la société SEREPT, détenue à parts égales par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société PERENCO Tunisia -Oil and Gas Limited .

En décembre 2018, la société « OMV » a finalisé la cession de sa part de 50 % dans le gisement à la société Perenco.

S’agissant des défis techniques, la SEREPT a indiqué que le réservoir du champ présente d’importantes anomalies, qui affectent les performances des puits de production. De plus, les hydrocarbures sont sous-saturés avec des pressions variant entre 200 bars (dans la partie Est du réservoir) et 250 bars (dans la partie Ouest du réservoir). Et les températures sont de 140 degrés, poursuit le rapport.

D’ailleurs, il ajoute que la plupart des puits sont à une profondeur pouvant atteindre 3000 mètres et les pressions des tubes très hautes pressions (THP) sont constamment basses variant entre 8-10 bars.

Enfin, notons que ce champ se compose d’un seul réservoir dont l’épaisseur atteint environ 70 mètres. La production du pétrole se fait à l’eau. Le champ est encerclé par des puits d’injection d’eau utilisant l’eau de mer.

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