Le mégaprojet irakien que personne ne pensait voir se réaliser est en train de se concrétiser rapidement

Simon Watkins

Mercredi 11 février 2026 à 8h00 GMT+9 8 min de lecture

Dans cet article :

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Les progrès sur les éléments clés du projet à 27 milliards de dollars de TotalEnergies, à quatre volets, qui définiront le secteur pétrolier et gazier irakien dans les années à venir, varient entre 80 % et 95 %, selon des rapports du ministère du Pétrole du pays. Cela va de 80 % d’achèvement des travaux de réhabilitation de la première installation de traitement central — dont la capacité de production devrait doubler, passant de 60 000 à 120 000 barils par jour (b/j) — à 95 % de finalisation du projet de pipeline d’exportation Artawi-PS1. Dans l’ensemble, une source haut placée travaillant en étroite collaboration avec le ministère a confié en exclusivité à OilPrice.com ce week-end : « [TotalEnergies] fait exactement ce qu’elle avait dit, en avance sur plusieurs points, car elle a pu continuer les projets avec presque aucune intervention habituelle du gouvernement. » Il a ajouté : « Si le reste des travaux continue ainsi, nous pourrions voir des gains énormes dans la production de pétrole en peu de temps. »

En effet, car l’élément clé du plan en quatre parties de TotalEnergies — le Projet Commun d’Approvisionnement en Eau de Mer (CSSP) — a longtemps laissé entrevoir la promesse que l’Irak pourrait enfin exploiter tout son potentiel en hydrocarbures et devenir l’un des trois plus grands producteurs de pétrole au monde — peut-être après les États-Unis. Comme analysé en détail dans mon dernier livre sur le nouvel ordre du marché mondial du pétrole, le CSSP consiste à capter et traiter l’eau de mer du Golfe Persique, puis à la transporter par pipelines vers des installations de production pétrolière afin de maintenir la pression dans les réservoirs, ce qui optimisera la longévité et la rendement des champs. Le plan de base pour le CSSP prévoit qu’il sera initialement utilisé pour fournir environ six millions de barils d’eau par jour (b/j) à au moins cinq champs du sud de Bassora et un dans la province de Maysan, puis étendu à d’autres champs. Les champs irakiens historiques de Kirkouk et Rumaila — le premier ayant commencé la production dans les années 1920 et le second dans les années 1950, ayant tous deux produit environ 80 % de la production totale du pays — nécessitent une injection d’eau continue. La pression dans le réservoir de Kirkouk a fortement diminué après avoir extrait seulement environ 5 % de l’OIP (oil in place), tandis que Rumaila a produit plus de 25 % de son OIP avant que l’injection d’eau ne devienne nécessaire, selon l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE). Cela est dû au fait que la formation principale du réservoir de Rumaila est reliée à une très grande nappe phréatique naturelle qui a aidé à pousser le pétrole hors du réservoir.

Pour atteindre et maintenir les objectifs futurs de production de pétrole brut de l’Irak sur une période significative, le pays aura besoin d’un total d’injection d’eau équivalent à environ 2 % des flux moyens combinés des rivières Tigre et Euphrate, ou 6 % de leur débit total en saison basse, selon les chiffres de l’AIE. Bien que ces prélèvements à ces niveaux semblent gérables, ces sources d’eau doivent également continuer à satisfaire d’autres secteurs finaux, notamment l’immense secteur agricole. Un exemple illustratif du calendrier potentiel d’achèvement du CSSP est celui de l’expansion de l’usine d’eau de mer de Qurayyah d’Aramco. L’extension de 2 millions de b/j d’une installation existante a pris près de quatre ans, depuis l’attribution du contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de conception (mai 2005) jusqu’au début de l’écoulement de l’eau début 2009.

Suite de l’histoire  

Les progrès du CSSP ont été loin d’être simples, pour le dire poliment. Le projet a été retardé de plus d’une décennie, alors que ExxonMobil des États-Unis et la China National Petroleum Corporation (CNPC) se disputaient le contrôle de cette infrastructure cruciale, jusqu’à ce que la société américaine se retire finalement, préoccupée par le manque de transparence dans tous les aspects du projet en dehors de son contrôle direct. Ces problèmes sont évoqués dans les rapports de cette période de l’organisation indépendante et non gouvernementale très respectée, Transparency International (TI), dans son ‘Indice de Perception de la Corruption’. La publication décrivait l’Irak comme étant : « parmi les pays les plus corrompus en matière de gouvernance, avec des risques de corruption exacerbés par le manque d’expérience dans l’administration publique, une faible capacité à absorber l’afflux d’aides financières, des enjeux sectaires et un manque de volonté politique pour lutter contre la corruption. » TI ajoutait : « Embezzlement massif, escroqueries dans l’approvisionnement, blanchiment d’argent, trafic de pétrole et corruption bureaucratique généralisée ont conduit le pays au bas du classement mondial de la corruption, alimentant la violence politique et entravant la construction efficace de l’État et la prestation des services. » Elle concluait : « L’ingérence politique dans les organes anti-corruption, la politisation des questions de corruption, la faiblesse de la société civile, l’insécurité, le manque de ressources et l’insuffisance des dispositions légales limitent gravement la capacité du gouvernement à lutter efficacement contre la corruption galopante. » En raison des termes du contrat, la CNPC s’est automatiquement retrouvée en position de leader du CSSP, mais a peu progressé, laissant la porte ouverte à TotalEnergies pour décrocher le contrat dans le cadre du vaste accord à 27 milliards de dollars à quatre volets.

Étant donné les progrès réalisés dans le cadre de cet accord, le potentiel de gains en production pétrolière est énorme, comme cela a été clairement indiqué en 2013 dans la Stratégie Nationale Intégrée de l’Énergie (INES). Celle-ci analysait en détail trois profils réalistes de production pétrolière future pour l’Irak, comme également détaillé dans mon dernier livre. Plus précisément, le scénario optimiste de l’INES prévoyait une capacité de production de pétrole brut atteignant 13 millions de b/j (d’ici 2017), culminant à ce niveau jusqu’en 2023, puis diminuant progressivement pour atteindre environ 10 millions de b/j sur une longue période. Le scénario de production intermédiaire était que l’Irak atteindrait 9 millions de b/j (d’ici 2020), et le scénario pessimiste de l’INES était une production atteignant 6 millions de b/j (d’ici 2020). Ces chiffres se comparent à la production actuelle de l’Irak, qui tourne autour de 4 à 4,2 millions de b/j.

La composante gaz du deal à quatre volets de TotalEnergies peut également être considérée comme essentielle pour son avenir à long terme, car elle influence directement sa capacité à mettre fin à sa dépendance à l’Iran pour les importations de gaz et d’électricité pour son réseau électrique. Cela a donné à l’Iran un levier de longue date sur l’Irak, qu’il a utilisé pour continuer à exporter son propre pétrole dans le monde, déguisé en pétrole irakien, comme analysé en détail dans mon dernier livre. Téhéran a également pu utiliser ce levier pour développer ses proxies militaires à travers son voisin et étendre l’influence du Croissant de Pouvoir chiite. Cela a été renforcé dans le cadre du plan de l’Iran pour construire un « pont terrestre » passant par l’Irak jusqu’à la côte méditerranéenne, qui serait ensuite utilisé par Téhéran pour augmenter ses livraisons d’armes à ses proxies militants pour des opérations contre Israël.

La partie gaz du mégadeal de TotalEnergies concerne la collecte et le raffinage du gaz naturel associé, actuellement brûlé dans les cinq champs pétrolifères du sud de l’Irak — West Qurna 2, Majnoon, Tuba, Luhais et Artawi. Les commentaires du ministère du Pétrole irakien l’année dernière soulignaient que l’usine impliquée dans ce processus devrait produire 300 millions de pieds cubes de gaz par jour (mcf/j), doublant cette quantité après une seconde phase de développement. L’ancien ministre irakien du Pétrole, Ihsan Abdul Jabbar, a également déclaré l’année dernière que le gaz produit par ce second projet de TotalEnergies dans le sud aiderait l’Irak à réduire ses importations de gaz en provenance d’Iran. De plus, capturer avec succès le gaz associé plutôt que de le flamber permettra également à l’Irak de relancer le projet de pétrochimie Nebras, d’une valeur de 11 milliards de dollars, qui a également été longtemps en suspens, et qui pourrait être achevé en cinq ans, générant des profits estimés jusqu’à 100 milliards de dollars pour l’Irak durant la période initiale de 35 ans du contrat.

En regardant vers l’avenir, il semble très probable que le projet énergétique à 27 milliards de dollars de TotalEnergies à quatre volets sera achevé autour de l’année cible initiale de 2028, à condition que le géant français de l’énergie continue sur sa lancée. Un élément clé de cela est la résistance continue à toute tentative de divers éléments de l’establishment irakien de s’immiscer dans les sommes d’argent considérables impliquées dans le projet pour s’enrichir, au détriment du bien commun du pays. Un exemple frappant est le refus catégorique de TotalEnergies d’accepter toute implication dans le mégadeal de la relance de la Compagnie pétrolière nationale irakienne (INOC). Connue en Occident comme l’une des organisations les plus corrompues à avoir opéré dans n’importe quel domaine dans le monde, la participation proposée de l’INOC dans ces projets a été rapidement vetoée par le géant français, « en raison du manque de clarté sur le statut juridique de la société ». Par la suite, en octobre 2022, la Cour suprême fédérale irakienne a invalidé la décision de rétablir la Compagnie pétrolière nationale irakienne, estimant que plusieurs de ses clauses fondatrices violaient la constitution.

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