Avec plus de 90% du budget annuel de l’Irak encore alimenté par les exportations de pétrole et, historiquement, environ 95% de ce brut expédié via le détroit d’Ormuz, sécuriser une voie alternative d’exportation tant que le détroit reste de facto bloqué est devenu une priorité existentielle pour Bagdad. Outre les milliards de revenus pétroliers immédiats perdus pour le deuxième producteur de l’OPEP, le blocus a provoqué un remplissage rapide des réservoirs de stockage intérieurs de l’Irak jusqu’à leur capacité maximale, forçant l’arrêt de plusieurs puits de production. Plus ces arrêts duraient, plus le risque de dommages permanents à la capacité de production pétrolière de l’Irak augmentait, en raison notamment d’une perte de pression des réservoirs, d’infiltrations d’eau et de la corrosion.

Bien qu’historiquement environ 80% des exportations pétrolières de l’Irak soient allées vers des acheteurs asiatiques clés — en particulier la Chine — la voie alternative la plus viable passait par le nord de l’Irak vers la Turquie. L’obstacle était que l’accord clé régissant le transit du pétrole de Bagdad par deux pipelines vers la Turquie a expiré le 27 July.

Le 1 August, Bagdad et Ankara ont officiellement signé un accord intérimaire d’un an permettant à l’Irak de faire transiter son pétrole via le corridor du Iraq-Turkey Pipeline (ITP), qui comprend deux pipelines distincts mais est traité comme un mécanisme unique et unifié, conformément à l’accord original de 1973 sur le Crude Oil Pipeline Agreement. L’accord, signé à Ankara entre la société énergétique publique turque Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Şirketi (BOTAS) et les entités pétrolières publiques irakiennes — la State Organization for Marketing of Oil (SOMO) et la North Oil Company (NOC) — fixe un objectif de transit de 750,000 barils par jour (bpd) de brut irakien, bien au-dessus du niveau actuel de 170,000–200,000 bpd, mais encore à seulement la moitié de la capacité totale du corridor, soit 1.5 million bpd.

Après la signature, les opérations de navires-citernes ont repris rapidement. Selon les données du secteur, le pétrolier Valpiave a chargé plus de 600,000 barils de brut à Ceyhan le 3 August. L’orientation de ces expéditions ne sera pas l’Asie, mais des acheteurs européens et américains, qui peuvent accéder au pétrole sans qu’il franchisse un seul point d’étranglement maritime. La demande de brut irakien sur cette route reste extrêmement forte sur les marchés occidentaux, en partie pour remplacer les barils de brut de la mer Noire et de Russie — le mélange Kirkuk de l’Irak est un pétrole moyen soufré qui constitue un excellent substitut — et en partie en raison de la pénurie plus large d’autres approvisionnements liée au blocus effectif du détroit d’Ormuz.

Cependant, si ce nouvel accord d’un an a pu régler pour l’instant le principal problème de l’Irak, il n’y a guère de raisons d’être optimiste quant à sa durée. De March 2023 à September 2025 — soit deux ans et demi — les flux pétroliers de l’Irak vers la Turquie ont été interrompus, à la suite de la décision d’arbitrage international de la Chambre de commerce internationale (ICC) obligeant la Turquie à verser à Bagdad US$1.5 milliard de dommages et intérêts pour violation de l’accord de 1973 sur le Crude Oil Pipeline Agreement. La violation concernait le fait qu’Ankara avait permis à la région semi-autonome du Kurdistan irakien (KRI), basée à Erbil, de contourner le Gouvernement fédéral d’Irak (FGI), basé à Bagdad, et d’exporter du pétrole de manière indépendante. En représailles à la décision de l’ICC, la Turquie a ensuite interrompu le flux de pétrole irakien via la route de pipeline du nord de l’Irak, qui exportait alors régulièrement environ 450,000 bpd de brut depuis la région de Kirkuk vers Ceyhan.

Cette impasse entre Bagdad et Ankara au sujet des ventes indépendantes de pétrole depuis le Kurdistan irakien met en évidence une autre ligne de fracture profonde qui traverse le nouvel accord d’un an et tous les accords connexes depuis 2014. En effet, l’interdiction pour la région du Kurdistan de vendre du pétrole indépendamment de Bagdad constituait une condition essentielle de l’accord de 2014 entre Bagdad et Erbil : la région du Kurdistan devait acheminer le brut produit sur son territoire — environ 550,000 bpd à l’époque — vers les autorités fédérales via SOMO. En échange, elle devait recevoir une part fixe du budget national, alors d’environ 17% par mois.

Le refus fondamental de Bagdad d’autoriser la région du Kurdistan à vendre du pétrole de manière indépendante provenait de la crainte qu’un flux de revenus important et non contrôlé puisse devenir une base financière pour une future sécession kurde — une inquiétude qui s’est révélée fondée. Le 23 April 2013, le gouvernement régional du Kurdistan a adopté un projet de loi lui permettant d’exporter indépendamment le pétrole brut de ses propres champs et de ceux de Kirkuk si Bagdad ne payait pas sa part des revenus pétroliers et des coûts d’exploration. Un projet de loi complémentaire visant à créer une société d’exploration et de production pétrolière distincte du gouvernement fédéral de Bagdad, ainsi qu’un fonds souverain destiné à recevoir l’ensemble des revenus énergétiques, a été approuvé au même moment par le cabinet du KRG sous l’autorité du Premier ministre de l’époque, Nechirvan Barzani.

À ce moment-là, la KRI produisait environ 350,000 bpd sur un total de 3.3 million bpd à l’échelle de l’Irak, avec l’objectif de porter la production à 1 million bpd d’ici la fin de 2015. En somme, le KRG entendait, par la loi de 2013, donner au Kurdistan une indépendance financière complète vis-à-vis du reste de l’Irak, prélude à une indépendance politique totale peu après. L’étape suivante, après la sécurisation des ventes pétrolières indépendantes, devait être un référendum sur l’indépendance. Le Gouvernement fédéral a à juste titre perçu cela comme une menace existentielle pour son avenir, compte tenu de la promesse faite par les États-Unis aux Kurdes concernant la défaite de l’État islamique. En pratique, malgré plus de 90% de la population de la KRI ayant voté en faveur de l’indépendance lors d’un référendum en 2017, cette initiative n’a pas obtenu de soutien américain significatif et a au contraire déclenché une forte répression de la part de Bagdad et d’autres pays voisins comptant d’importantes populations kurdes, dont l’Iran et la Turquie.

Toutes ces fractures profondes continuent de traverser les relations entre le Gouvernement fédéral d’Irak et la région du Kurdistan d’Irak, ainsi qu’entre le Gouvernement fédéral d’Irak et la Turquie. Un autre facteur de complication réside dans l’importance géopolitique stratégique vitale du nord et du sud de l’Irak pour l’Occident d’un côté, et pour la Chine et la Russie de l’autre. En termes généraux, la Russie et la Chine — comme l’a révélé exclusivement à OilPrice.com, il y a quelque temps, un haut responsable du Kremlin — considéraient que : “By keeping the West out of energy deals in Iraq, [Russia and China will see] the end of Western hegemony in the Middle East will become the decisive chapter in the West’s final demise.” À ce stade, la position de Bagdad sur toute indépendance de la KRI a été clairement exprimée lorsque le Premier ministre de l’époque, Mohammed Al-Sudani, a déclaré que la nouvelle loi unifiée sur le pétrole — dirigée, dans tous les aspects essentiels, par le FGI depuis Bagdad — régirait toute la production et tous les investissements dans le pétrole et le gaz en Irak comme dans la région du Kurdistan, et constituerait “a strong factor for Iraq’s unity”.

De l’autre côté, les États-Unis et leurs alliés ont continué de poursuivre leur propre agenda dans la KRI, la considérant comme une base permettant d’étendre leur présence dans le sud du pays, au détriment de Pékin et de Moscou. Les États-Unis et Israël avaient également un intérêt stratégique à utiliser la région du Kurdistan comme base pour des opérations de surveillance continues contre l’Iran.

Il ne fait guère de doute que les États-Unis et l’Union européenne (E.U.) des 27 États membres ont joué des rôles clés dans la facilitation de ce dernier accord d’un an entre l’Irak et la Turquie. “The 750,000 barrels per day flow requirement for Iraq is not as high as had been expected from Turkey, although it’s interesting to see that TPAO [Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı] has been able to acquire a 15% interest in BP’s Kirkuk holding, despite the long-running hostility between the Turks and the Kurds,” a confié en exclusivité à OilPrice.com la semaine dernière une source de haut niveau du complexe européen de sécurité énergétique. “That [holding] will give it [TPAO] exposure to a partnership that covers over three billion barrels of oil equivalent from the Baba and Avanah domes of the Kirkuk oil field, as well as the Bai Hassan, Jambur and Khabbaz fields in Federal Iraq—a nice deal for the Turks,” a-t-il ajouté.

De nouveaux avantages pourraient encore revenir à la Turquie, selon une source énergétique de haut niveau qui travaille étroitement avec le ministère irakien du Pétrole. “It’s asked for other multi-layered joint ventures across the energy sector—with the emphasis on Iraqi investment—in oil, gas, petrochemicals, and electricity, and has demanded that an arrangement is made that offsets the entire US$1.5 billion that it was fined by the arbitration court and technically still owes Baghdad,” a-t-elle indiqué. “And if Turkey doesn’t get what it wants, then it could well fail to extend the deal or even break the one-year term,” a-t-elle conclu.

By Simon Watkins for OilPrice.com

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