Intervention de Michael Borrell

J'y viens. Étant donné le volume de la production envisagée, il était difficilement imaginable qu'il soit intégralement absorbé par la consommation locale. Certes, la production de gaz de l'Azerbaïdjan décline quelque peu – hormis la deuxième phase de développement du gisement de Shah Deniz, qui est principalement destinée à l'exportation – mais un tel volume allait inonder le marché national. Il faut donc exporter, d'où les difficultés que nous rencontrons concernant le prix du gaz par rapport à la dimension du projet. Au début 2016, nous avons finalement conclu que nous ne parviendrions pas à réaliser un tel développement tout de suite, et qu'il convenait de procéder par étapes en réduisant les coûts et en développant plus vite un projet plus limité et destiné au marché local. Nous avons donc décidé que ce projet ne serait pas isolé et doté de ses propres infrastructures de traitement du gaz à terre, mais que nous raccorderions un puits unique aux installations que SOCAR possède à une trentaine de kilomètres, à Oil Rocks, sur l'un des premiers champs en mer du pays, pour ensuite vendre le gaz dès l'arrivée à terre à SOCAR et récupérer à Ceyhan, en Turquie, le condensat produit dans l'intervalle. Ce projet plus modeste permettra de démarrer la production plus rapidement. En effet, l'Azerbaïdjan a besoin de gaz tout de suite pour son propre marché. Il exporte beaucoup de gaz à partir du gisement de Shah Deniz, au point qu'il va devoir importer du gaz russe pour satisfaire ses propres besoins. Il est donc très intéressant, de son point de vue, d'obtenir rapidement du gaz du gisement d'Apchéron.

Avec un seul puits, nous pourrons produire 1,5 milliard de mètres cubes par an, soit 15 % du marché local, ce qui correspond précisément aux besoins du pays pour 2019-2020. Depuis le mois d'avril, nous sommes en discussion sur l'ensemble des éléments du projet : coût de développement, utilisation d'un appareil de forage que SOCAR est en train de construire localement, besoins du marché local du gaz, prix de vente suffisant pour garantir l'économie du projet. Ces discussions ont abouti à l'accord que nous venons de signer lundi. Le premier puits sera foré en septembre prochain ; la décision finale d'investissement concernant le reste du projet sera prise dans un an environ, et la production annuelle de 1,5 milliard de mètres cubes pourra démarrer fin 2019, moyennant une économie de projet satisfaisante pour un groupe comme Total ou Engie. Sachant qu'une production de 1,5 milliard de mètres cubes de gaz correspond à peu près à 35 000 barils d'équivalent pétrole, un tiers de ce volume consiste en condensat, lequel, compte tenu de son prix, représente la moitié des revenus du projet – c'est dire s'il est un élément-clé du projet.

J'en viens au prix. Sur le marché local, il dépend de l'acheteur. Il est difficile de donner des chiffres précis en raison de la dévaluation récente du manat, la devise azerbaïdjanaise, mais le prix du gaz s'établit à environ 70 dollars par millier de mètres cubes, soit 2 dollars par million de BTU – ou MBTU. Autrement dit, le gaz est vendu sur le marché local à un prix oscillant entre 2 et 4 dollars par MBTU. Le prix dont nous sommes convenus avec SOCAR se situe précisément dans cette fourchette et suffit à rentabiliser l'investissement du projet.