L’Arctique, terre de promesses énergétiques difficiles à tenir

Publié le : Last updated:

L'Arctique, terre de promesses énergétiques difficiles à tenir

L’archipel norvégien des Lofoten, au nord du cercle polaire arctique, le 8 février 2012 © AFP/Archives Nina Larson

OSLO – (AFP) – L’Arctique, où le Britannique BP devrait prendre solidement pied grâce à son accord avec le Russe Rosneft, est une région souvent présentée comme une terre promise pour les compagnies pétrolières, mais dont l’attrait a un peu pâli.

Lundi, BP a annoncé la cession de sa coentreprise en Russie TNK-BP au géant public russe Rosneft, dont il va en contrepartie devenir un actionnaire de poids avec près de 20%, en plus d’un gros chèque.

Pour les analystes, l’opération devrait permettre à la major britannique de ressusciter ses ambitions dans l’Arctique, après l’échec l’an dernier d’une première tentative d’alliance avec Rosneft en vue de prospecter ces contrées encore largement inexplorées.

L’engouement pour celles-ci avait bondi quand, en 2008, l’Institut de géophysique américain (USGS) avait estimé qu’elles pourraient abriter 22% des réserves restant à découvrir sur la planète. Mais l’enthousiasme est retombé depuis.

Dans une récente enquête au titre éloquent – « L’Arctique, pas une mine d’or pour l’industrie pétro-gazière » – deux chercheurs norvégiens estiment que la proportion des hydrocarbures produits dans la région ne devrait pas augmenter dans les décennies à venir. Au contraire.

Selon eux, d’ici à 2050, la part du pétrole de l’Arctique dans la production mondiale devrait rester stable, entre 8 et 10%, et celle du gaz naturel tomber de 22% aujourd’hui à environ 10%.

En cause: la découverte de gisements dans des lieux plus hospitaliers, notamment d’hydrocarbures non conventionnels, comme le gaz de schiste à l’origine d’une révolution énergétique qui devrait permettre aux Etats-Unis de pratiquement subvenir à leurs propres besoins.

« A un moment, l’Arctique c’était le Graal (…) Aujourd’hui, on n’est plus dans cette situation puisqu’il y a beaucoup d’autres endroits dans le monde où il y a du potentiel », expliquait en septembre Patrice de Viviès, directeur de l’exploration en Europe du Nord du groupe français Total.

« Pourquoi aller chercher des choses dans des conditions difficiles en termes d’environnement alors qu’on peut avoir accès à des zones beaucoup plus faciles à travailler? », s’interrogeait-il.

Dans le Grand Nord, une région scrutée avec les yeux d’Argus par les défenseurs de l’environnement, la plupart des gisements sont offshore, loin des terres et de leurs infrastructures, dans des conditions extrêmes avec la nuit polaire et les glaces dérivantes qui compliquent et renchérissent les forages.

Total y avance avec prudence, s’en tenant pour l’heure à l’onshore ou à des eaux libres de glace, comme la mer de Barents réchauffée par le Gulf Stream.

D’autres compagnies sont cependant plus volontaristes, comme la Norvégienne Statoil, un des groupes vers lesquels Rosneft s’était tourné – avec ExxonMobil et Eni – après le précédent échec d’une alliance avec BP, qui s’aventure même dans les zones dites intermédiaires, c’est-à-dire où des glaces peuvent dériver.

« L’Arctique ouvert, c’était un grand défi il y a 20 ans, mais c’est relativement facile d’y aller aujourd’hui », affirmait en septembre Runi Hansen, directeur de la division Arctique du groupe.

« Je suis convaincu que la même chose se produira dans l’Arctique intermédiaire à l’avenir », précise-t-il.

Certains s’y sont pourtant déjà cassé les dents.

Malgré les centaines de millions d’euros dépensés, le Britannique Cairn Energy a fait chou blanc à l’ouest du Groenland et l’Anglo-Néerlandais Shell a dû repousser ses très coûteuses campagnes de forage au nord de l’Alaska à cause de contraintes techniques étroitement liées aux exigences environnementales.

Autre signe emblématique des difficultés qui attendent les majors, en mer de Barents, l’énorme gisement gazier russe Chtokman, qui devait regrouper Gazprom, Total et Statoil, n’a pas encore fait l’objet d’une décision de mise en exploitation. Près de 25 ans après sa découverte, toujours à cause des coûts.

© AFP

Media Query: