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Russie : puissance ou interdépendance énergétique ?

 

B. LE PROJET SHTOKMAN : UNE CHANCE POUR MOURMANSK

1. Un investissement gazier colossal

a) Le plus grand champ gazier offshore du monde

Shtokman est le nom d'un champ gazier géant qui se trouve dans la partie centrale du secteur russe de la mer de Barents. Il est situé à environ 900 kilomètres au nord du cercle polaire et à 550 kilomètres des côtes de la Russie, à une profondeur d'environ 340 mètres.

Shtokman a été découvert en 1988 par une société russe. Six puits ont été forés entre 1988 et 1994. En 2006, un septième puits a été foré, qui a confirmé les résultats attendus sur les réserves et les caractéristiques du gaz : le champ serait d'une capacité de 3 800 milliards de m3 de gaz et d'environ 53 millions de tonnes de condensats6(*).

b) Un montage industriel tripartite

Le russe Gazprom, le français Total et le norvégien StatoilHydro ont combiné leurs savoir-faire et leurs expertises complémentaires pour mener à bien ce projet industriel majeur.

En juillet 2007, Gazprom, Sevmorneftegaz et Total ont signé un accord pour une durée de 25 ans couvrant la première des trois phases d'exploitation du champ gazier. En octobre 2007, StatoilHydro a rejoint le partenariat en signant un accord pour la même durée.

En février 2008, les partenaires ont annoncé la formation de Shtokman Development AG, la société opérationnelle pour ce projet gazier, avec la répartition du capital suivante : Gazprom 51 %, Total 25 % et StatoilHydro 24 %.

Gazprom, en tant que première entreprise gazière mondiale, a bâti un solide savoir-faire pour la production de gaz dans des conditions environnementales difficiles. Total et StatoilHydro ont déjà développé une culture de partenariat grâce à leurs nombreuses joint-ventures à travers le monde. Dans sa coopération avec les compagnies nationales, Total s'est acquis une réputation par sa capacité à gérer des projets chiffrés en milliards de dollars et à mettre en application sa propre recherche-développement. StatoilHydro est un opérateur leader sur le plateau continental norvégien, et peut faire valoir son expérience dans la production et le transport de gaz dans les difficiles conditions arctiques.

c) Un montant d'investissement à la mesure du projet

Le montant des investissements nécessaires pour le lancement de la première phase s'élève à 800 millions de dollars. Quant au coût total du projet, il se chiffre en dizaines de milliards de dollars.

La décision finale d'investissement devrait intervenir courant 2010. Mais le Président directeur général de Total, M. Christophe de Margerie, a déjà fait savoir qu'une attention très particulière devra évidemment être portée aux conditions de rentabilité du projet, et notamment au prix du gaz. La question est donc de savoir quelles prévisions il est raisonnable de faire pour l'évolution des cours du gaz naturel dans les deux décennies à venir.

2. De multiples défis technologiques

a) Les contraintes de conditions naturelles extrêmes

L'exploitation d'un champ gazier offshore en plein océan arctique se heurte à des conditions climatiques extrêmes : froids polaires, présence de banquise la plus grande partie de l'année et d'icebergs toute l'année, tempêtes déchaînant des vents surpuissants et des vagues dont les creux peuvent atteindre 27 mètres.

Mais l'écosystème arctique n'est pas seulement hostile pour l'homme : il est aussi fragile. L'un des défis du projet Shtokman sera d'en garantir un strict respect. Une politique du zéro déchet nocif, une rigoureuse évaluation des risques, la surveillance de la biodiversité et l'identification de biomarqueurs spécifiques figurent parmi les nombreuses techniques qui seront mises en oeuvre à cette fin.

b) Des solutions techniques originales

En pratique, ce n'est pas une plateforme offshore fixe qui sera construite, mais un navire mobile relié aux forages sous-marins par un lien détachable à tout moment. En effet, en cas de dérive signalée d'un iceberg en direction du navire, celui-ci pourra larguer ses amarres en urgence pour sortir de sa trajectoire.

Cette tête d'exploitation sera reliée à la terre par un double gazoduc sous-marin de 600 kilomètres de long, qui alimentera le gazoduc Nord Stream à travers la presqu'île de Kola vers la Baltique, ainsi qu'un complexe de liquéfaction basé à Terebirka, dans les environs de Mourmansk, qui devrait être le plus grand du monde.

* 6 Les condensats sont un type de pétrole léger : il s'agit des hydrocarbures qui, gazeux dans le gisement, se condensent une fois refroidis par la détente en tête de puits.