L’information est passée inaperçue en pleine crise sanitaire et de surproduction pétrolière. Le 27 avril, Total a annoncé avoir terminé le forage du puits Byblos en Méditerranée, à 30 kilomètres de Beyrouth (Liban), dans le bloc 4 dont il a la charge à 40 % avec l’italien Eni (40 %) et le russe Novatek (20 %). Le consortium, qui était le seul candidat lors de l’appel d’offres lancé par le gouvernement libanais pour l’exploration de la zone en janvier 2017, a creusé à 4 075 mètres, dont 1 500 mètres d’eau... sans trouver le gisement de gaz espéré.
Chou blanc dans le bloc 4 au Liban
Certes, lors de la traversée de la section géologique Oligo-Miocène visée, des traces de gaz ont été observées. Mais le puits n’a pas rencontré de réservoir dans la formation Tamar qui était l’objectif principal de ce puits d’exploration, a expliqué Total dans un communiqué.
Un échec qui fait partie des risques de l’exploration d’hydrocarbures en offshore profond et qui ne met pas un terme aux activités de Total dans la zone. Le consortium mené par la major française a aussi en charge l’exploration du bloc 9 dans les eaux libanaises, à 25 kilomètres d’une zone maritime d’intérêts économiques revendiquée aussi par Israël. Mais rien ne sera lancé avant l'exploitation des données recueillies lors du forage du bloc 4.
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Un peu de gaz trouvé dans le bloc 6 à Chypre
"Malgré son résultat négatif, ce puits est une source d’informations et d’enseignements de valeur qui seront intégrés dans notre évaluation de la zone", a expliqué Ricardo Darré, le directeur général de Total E&P Liban. Une zone d’exploration, qui ne se limite pas à deux blocs dans les eaux libanaises pour Total, et qui multiplie les handicaps.
Dans les eaux chypriotes, Total, en partenariat avec Eni, est opérateur des blocs 7 et 11, dont il détient 50 %. Le groupe français a aussi des intérêts dans les blocs 7 (20 %), 3 (30 %), 6 (50 %), 8 (40 %) et 9 (20 %). Pour l’instant, Total a foré le bloc 11 sans succès mais a trouvé du gaz dans le bloc 6 avec Eni. Dans la zone, Exxon en a trouvé également dans le bloc 10. Le potentiel n’est pas encore chiffré.
Un gaz sec en offshore profond délicat à exploiter...
Ces intérêts sont compliqués à valoriser. D’abord parce que ce gaz est niché en offshore profond sous 1 700 mètres d’eau et 2000 mètres de roches ou de sels. Ensuite parce qu’il s’agit de gaz sec, et non mélangé avec des hydrocarbures liquides, plus faciles à valoriser sur les marchés. Enfin, parce qu’il faut un volume suffisant de ce gaz sec pour justifier des investissements dans des infrastructures flottantes ou sous-marines pour l’acheminer à terre où il pourra être vendu ou liquéfié, pour être exporté.
...Sauf dans les très gros gisements
En conséquence, pour l’instant, seuls les très importants gisements découverts, de Tamar (810 milliards de mètres cubes ou 23 trillion cubic feet) et Leviathan (450 milliards de mètres cubes, ou 16 TCF) en Israël en 2009 et 2010 et Zohr en Égypte (850 milliards de mètres cubes ou 30 TCF) en 2015, ont des marchés garantis vers l’Égypte, Israël, voire la Chine. Ce n’est pas le cas de tous les gisements, même importants, comme celui trouvé par le consortium Noble Energy (racheté par Chevron) en 2018 en zone d’intérêt économique chypriote.
Manque de débouchés sûrs pour le gisement Aphrodite
Malgré ses 2 à 4 TCF, la décision d’exploiter le gisement Aphrodite n’a toujours pas été prise au large de Chypre, faute de débouché économique viable dans le temps. Chypre, comme le Liban, sont de petits pays, qui ne peuvent absorber la production de champs gaziers de cette taille. À l’export, le marché européen est déjà saturé de gaz de Mer du Nord ou russe et de GNL qatari, voire américain.
Dans un contexte de crise sanitaire et de surproduction, les cours sont au plus bas. "Avec le programme green deal européen pour réduire les émissions de carbone, peu de chance de voir le marché du gaz se développer massivement", observe Marc-Antoine Eyl-Mazzega, directeur du centre énergie et climat de l’Ifri (Institut français des relations internationales).
Les tensions géopolitiques augmentent le risque
Quant au grand voisin Turquie, gros consommateur de gaz importé de Russie notamment, il vient d’annoncer la découverte d’un important gisement en mer Noire et compte bien continuer à explorer la Méditerranée pour exploiter ses propres ressources… Même si depuis vingt qu’il cherche, il a fait chou blanc, et lorgne sur les zones maritimes de ses voisins. Une politique agressive "qui augmente le risque d’exploration et d’exploitation d’hydrocarbures dans la zone, et donc les coûts d'assurance et de sécurité, au risque de rendre encore plus frileux des investisseurs", analyse Marc-Antoine Eyl-Mazzega.
De quoi rendre Total encore plus prudent sur la zone même s’il détient également 25 % d’un permis d’exploration offshore dans le bloc 7 en Égypte et, suite au rachat des activités gaz naturel liquéfié (GNL) amont d’Engie en 2018, 5 % dans Idktu, un des deux trains de liquéfaction onshore égyptiens. Des actifs plus sûrs.
