Intervention de Sandrine Gaudin

Cette position reflète le constat que fait le FMI, et nous ne craignons pas de l'aborder en commission mixte. La corruption, en effet, est pour nous une préoccupation majeure : nous tenons à ce que nos partenaires adhèrent aux mécanismes internationaux les plus exigeants en la matière et qu'ils les appliquent. Or, de ce point de vue, on constate souvent des pratiques d'un autre âge dans cette région, dans la CEI en général et, hélas, partout ailleurs. Beaucoup reste à faire, par exemple, pour que les procédures douanières échappent à toute corruption. De même, l'acharnement dont sont parfois victimes les entreprises étrangères de la part de l'administration fiscale de l'Azerbaïdjan ne cesse souvent que moyennant des actes de corruption. Encore une fois, nous abordons régulièrement ces sujets en commission mixte, et le ferons de nouveau en décembre.

L'Azerbaïdjan détient les 20e réserves mondiales de pétrole et les 25e réserves mondiales de gaz. Cet exportateur net de gaz alimente la Géorgie, la Russie, la Turquie et l'Iran, et alimentera demain l'Union européenne. La production gazière est passée de 9 milliards de mètres cubes en 2006 à 29 milliards en 2015, soit une progression importante. La deuxième phase d'exploitation du gisement de Shah Deniz offre des capacités d'extraction atteignant 36 milliards de mètres cubes, soit l'équivalent de la consommation de la France en 2014 et un peu moins que sa consommation l'année suivante. L'ensemble du gisement de Shah Deniz contiendrait des réserves globales d'environ 1 200 milliards de mètres cubes de gaz et de 240 milliards de mètres cubes de condensat ; autrement dit, c'est un gisement gigantesque. La deuxième phase d'exploitation de Shah Deniz est destinée à couvrir les perspectives de hausse de la demande sur les marchés turc et européen grâce à la construction déjà quasiment achevée des gazoducs transanatolien (Tanap) et transadriatique (TAP). Le consortium qui exploite et achemine le gaz depuis Shah Deniz est dirigé par l'entreprise BP, à hauteur de 30 %, en partenariat avec un opérateur turc, un autre russe et le Malais Petronas. BP pilote également le projet de corridor gazier Sud avec la SOCAR, la société nationale azerbaïdjanaise. Total a revendu sa participation dans l'exploitation de ce champ en 2014 dans le cadre d'une recomposition générale de ses activités mondiales – la rentabilité de cette opération étant jugée trop faible – et a préféré redéployer son activité vers le gisement d'Apchéron en lien avec la SOCAR et Engie.

Dans cette région, les coûts de prospection et de production sont relativement élevés. L'extraction en mer coûte cher en raison de la profondeur des forages et des difficultés géologiques. De plus, les coûts d'exploitation sont plus élevés s'agissant d'une mer fermée. S'y ajoute le fait que l'acheminement est très onéreux, le projet de corridor Sud n'étant pas encore abouti. Selon la SOCAR, le coût de production d'un baril s'établit à 20 dollars ; à titre de comparaison, il est de 4 à 6 dollars en Arabie Saoudite, 15 à 18 dollars au Kazakhstan et 40 dollars en Angola. Autrement dit, c'est un coût non négligeable, qui renforce d'autant l'impact de la chute du cours mondial des hydrocarbures. Cela étant, la deuxième phase d'exploitation de Shah Deniz devrait permettre de ramener ce coût à 18 dollars.

Malgré la baisse des cours du pétrole et du gaz, aucune entreprise française engagée en Azerbaïdjan n'a quitté le pays ; comme ailleurs, la stratégie adoptée est celle de l'attente d'un retournement du marché. Total a conclu avec la SOCAR un accord de partage de production concernant le gisement en mer d'Apchéron. Engie va devenir le premier acquéreur européen de gaz azerbaïdjanais et participe avec Total à l'exploitation du gisement d'Apchéron.