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                           BP a su présenter des résultats opérationnels acceptables durant ces dernières années malgré une succession d’accidents perturbant fortement ses opérations. Citons l’explosion de la raffinerie de Texas City, la détérioration de la plateforme Thunder Horse par un ouragan, les fuites de pétrole de Prudhoé Bay en Alaska.   Les productions globales de liquides (pétrole + condensats) ont progressé entre 2002 et 2005 puis ont décru en 2006 et 2007. Le tableau est totalement différent si les productions de liquides de la filiale russe TNK-BP sont déduites. On obtient alors une production de liquides en régression continue depuis cinq ans.

               Pour juger de la performance de BP il faut donc examiner ses résultats opérationnels sans TNK – BP puis ajouter la participation financière de cette filiale, dont la pérennité dans les comptes de BP est loin d’être assurée. Il est alors simple de constater que tous les volumes de production régressent sur les cinq ans examinés. Les volumes raffinés perdent 23%, les productions de liquides hors TNK-BP perdent 19% et celles de gaz chutent de près de 12% durant cette période.

Ces résultats médiocres ont plusieurs causes parmi lesquelles il est possible de retenir:

• la déplétion des volumes de liquides (FIG.) et de gaz en Europe (Mer du Nord) et aux USA
• les investissements passés insuffisants (46% du cash flow des opérations en 2005)
• la non maîtrise des délais, parfois accidentelle. (Thunder Horse, Atlantis)
• la non maîtrise des opérations de raffinage et de la sécurité (Atlantic City).

                  La part de TNK-BP consolidée dans les résultats de BP correspond à 35% des volumes de liquides et 5% des volumes de gaz. Ces volumes interviennent au quatrième trimestre 2004 pour 752 millions de dollars dans le résultat de BP soit 17% du total de 4399 millions de dollars. Avant impôts et intérêts cette contribution est de 22%. La part de cette filiale russe est donc un élément important de la stature économique de BP. Quel que soit l’avenir incertain de cette participation de BP, il apparaît que le plus important concerne les autres actions du Groupe et plus particulièrement les mises en production de nouveaux champs dans le Golfe du Mexique et en Angola en particulier. 

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                       Il existe entre l’Arabie Saoudite et le Koweit une zone dite "Neutral zone" définie en 1965 par les deux pays. Elle s’étend sur terre sur 5800 km2 et se poursuit dans le Golfe persique. Cette zone produit 574 mille barils par jour d’huile lourde dont 300 mille en offshore. Le patron de la Kuwait Gulf Oil Company a déclaré que la capacité de production de cette zone allait être accrue de 50 mille barils par jour dans la partie onshore grâce à des injections de vapeur conduites par Chevron. Le taux de récupération des huiles lourdes pourrait ainsi passer de 5% à 40% a-t-il déclaré. Il a annoncé d’autre part que le Koweit était en discussions avec l’Iran pour trouver un accord d’exploitation de l’immense champ gazier de Dorra avant la fin de l’année, ce champ est sur une zone du Golfe où les trois nations ont des droits. Le Koweit a des besoins immenses en énergie pour produire l’électricité qui lui fait défaut.

                   Le Groupe Total informe qu’il vient de signer deux accords d’études avec le pétrolier Venezuélien PDVSA concernant le Bloc Junin 10 dans le bassin de l’Orénoque. Ces accords concernent l’évaluation des gisements d’huile lourde et l’étude d’un projet d’exploitation de ces réserves.

Les participation de Total (30,3%) et de StatoilHydro (9.5%) dans Petrocedeno la Société mixte en charge de l’exploitation des huiles lourdes de l’ancien Sincor, produisant 200 mille barils par jour, apportent à cette entreprise la compétence et le sérieux nécessaires à la poursuite de ces projets de valorisation très complexe.

Lire le communiqué de Total.