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                           Les productions cumulées des cinq plus grosses pétrolières indépendantes (Exxon et Chevron pour les USA, Shell, BP et Total pour l’Europe) avaient présenté une décroissance de leur volumes de production de liquides (pétrole + condensats) au cours des trois premiers trimestres 2007 des plus inquiétantes. La pente de décroissance était à la fin du troisième trimestre 2007 d’un million de barils par an. Le quatrième trimestre a marqué un arrêt à cette décroissance. Cette légère remontée des volumes d’un trimestre à l’autre est attribuable à la reprise des productions de BP et de Total et à la quasi stabilisation des productions de liquides des trois autres. Ce changement de tendance est attribuable à la reprise des investissements 3 ou 4 ans plus tôt.   

                       Ces productions des cinq Majors dépassent 10 millions de barils par jour et 9,3 millions de barils par jour après déduction des productions mises en équivalence de TNK-BP par BP, qui risquent un jour de ne plus être prises en compte. Ces volumes cumulés ne représentent que près de 12% des volumes mondiaux de pétrole consommés. 

                   De la même façon les volumes cumulés de raffinage de ces Majors après une chute d’un million de barils traités en trois trimestres, se sont stabilisés au voisinage de 16 millions de barils par jour ou 18% de la consommation mondiale. La gestion du raffinage par ces grands goupes repose sur la cession des petites unités peu rentables et par des investissements importants dans les grosses unités pour installer des procédés de conversion profonde et de désulfuration hydrogénante.(voir le projet de Total pour la raffinerie de Port Arthur)

              Les volumes de ventes de produits pétroliers par ces groupes ont atteint  27 millions de barils par jour ce qui représente près du tiers de la consommation mondiale.  On le voit, plus on descend vers l’aval et plus le poids relatif des Majors est important dans le monde. Cette remarque relativise la soi-disant toute puissance des Groupes pétroliers nationaux qui disposent des gisements mais qui ne possèdent qu’une partie de la technologie et du réseau de distribution.

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                              D’après diverses sources venant des Emirats Arabes Unis c’est ConocoPhillips qui aurait été retenu à hauteur de 40% des parts pour développer le champ de gaz de Shah, en association avec l’ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) qui détiendrait 60% des parts. Conoco est passé devant Exxon, Shell et Occidental Petroleum qui étaient su les rangs. L’investissement pour développer ce champ est estimé à 10 milliards de dollars. Le gaz se caractérise par des teneurs en H2S très élevées qui peuvent atteindre 30%, ce qui rend son exploitation plus difficile.

                               Cet appel d’offre a été dissocié de celui concernant le champ de gaz de Bab qui sera mis en exploitation plus tard. Le français Total a affirmé être intéressé par une participation à cette deuxième manche.

                             Sur la base d’une campagne de mesures sismiques en 2D, à la suite du tsunami de 2004, une agence indonésienne de recherche, la BPPT, affirme que le bassin à l’extrême Ouest, au large de l’île de Sumatra, dans la région de Aceh pourrait contenir entre 100 et 300 milliards de barils de réserves d’hydrocarbures. Cette information doit être accueillie avec beaucoup de prudence, compte tenu du fait qu’elle n’émane pas d’un spécialiste de la prospection pétrolière. Les mesures ont été cependant menées par l’Institut Fédéral Allemand pour les Géosciences et les Ressources Naturelles, sorte de BRGM allemand. D’après la PPPT des mesures de confirmation en 3D vont être conduites avec l’aide de la Pertamina, Société pétrolière nationale.

A suivre.