L’Inde fixe les règles de partage des coûts de son programme d’exploration pétrolière en eaux profondes de 8 408,4 milliards de roupies

Les financements publics partageront les risques du forage en mer

L’Inde prendra en charge jusqu’à la moitié du coût de 56 puits d’exploration pétrolière et gazière, et potentiellement la totalité du coût de quatre puits scientifiques dans le cadre de Samudra Manthan, un programme d’exploration en mer doté d’une enveloppe approuvée de 84 084 crores de roupies. Les règles opérationnelles plafonnent l’aide à 675 crores par puits d’exploration et à 1 350 crores par puits scientifique.

Le Conseil des ministres de l’Union, présidé par le Premier ministre Narendra Modi, a approuvé le Programme national d’exploration en mer le 31 juillet 2026. Son communiqué d’approbation du Conseil des ministres fixe l’échéance de mise en œuvre à l’exercice 2030-2031 et décrit un programme associant levés sismiques, forages, infrastructures de production mutualisées et production nationale.

Le ministère du Pétrole et du Gaz naturel a désormais précisé comment les entreprises peuvent obtenir une aide, à quel moment les versements auront lieu et quand l’État commencera à récupérer sa contribution. L’exercice 2026-2027 est consacré à la préparation, tandis que les dépenses de la phase I sont prévues de 2027-2028 à 2030-2031.

Dans la préface des directives opérationnelles, le secrétaire au Pétrole, Neeraj Mittal, a décrit l’ampleur de cette intervention :

l’intervention la plus ambitieuse menée ces derniers temps dans l’amont pétrolier et gazier

Neeraj Mittal a déclaré que le programme pourrait ajouter plus de 600 millions de tonnes équivalent pétrole aux réserves de l’Inde. La tonne équivalent pétrole permet d’exprimer l’énergie contenue dans le pétrole et le gaz au moyen d’une unité commune et de comptabiliser ensemble ces deux combustibles.

Le principe est simple : les fonds publics prendront en charge une partie des coûteuses recherches de ressources en mer, tandis que les exploitants resteront responsables des coûts dépassant les plafonds. Les projets qui aboutiront donneront à terme lieu au remboursement de l’aide publique. Les découvertes, la production et les remboursements dépendront des résultats des forages et de la possibilité d’exploiter les ressources de manière rentable.

Quel montant pour chaque puits ?

Les directives définissent les eaux profondes comme les zones de plus de 400 mètres de profondeur et les eaux ultra-profondes comme celles de plus de 1 500 mètres. Les forages dans ces zones nécessitent des navires, du matériel et des services techniques spécialisés. Les entreprises doivent aussi composer avec l’incertitude concernant les roches et les fluides sous le fond marin.

Certains puits des bassins de Krishna-Godavari, de Cauvery, de Mahanadi et des Andaman peuvent coûter entre 125 et 150 millions de dollars. Un puits d’exploration recherche du pétrole ou du gaz avant que l’entreprise ne s’engage dans l’aménagement d’un gisement. Si un puits ne révèle pas suffisamment de combustible exploitable, l’exploitant peut se retrouver avec une facture élevée et aucune recette de production.

Pour les 56 puits d’exploration, l’aide couvrira jusqu’à 50 % des coûts réels, dans la limite de 675 crores par puits. Par exemple, un puits éligible coûtant 1 000 crores pourrait recevoir jusqu’à 500 crores. Pour un puits coûtant 1 600 crores, l’aide serait plafonnée à 675 crores et l’exploitant devrait prendre en charge les 925 crores restants.

Les quatre puits stratigraphiques ont une fonction différente. Ils servent principalement à étudier les couches rocheuses et les structures géologiques souterraines afin de déterminer où de futures explorations pourraient être prometteuses. Ces puits peuvent bénéficier d’une aide couvrant jusqu’à 100 % des coûts, plafonnée à 1 350 crores chacun.

Au plafond autorisé, les 56 puits d’exploration pourraient recevoir 37 800 crores et les quatre puits stratigraphiques, 5 400 crores. Cela représente au total 43 200 crores, soit environ 51,4 % de l’enveloppe de 84 084 crores du programme.

Qui peut en bénéficier et quand les fonds seront-ils versés ?

Seules les entreprises publiques, ou les consortiums qu’elles dirigent, peuvent demander une aide au forage. L’éligibilité est également limitée aux blocs attribués dans le cadre du régime des contrats de partage des recettes, qui prévoit un partage des recettes entre les exploitants et l’État.

Les blocs relevant des contrats de partage de production et les projets de méthane de houille sont exclus, sauf décision contraire de l’État. Les puits de développement, forés pour produire à partir d’une découverte confirmée, ne sont pas non plus concernés par le dispositif d’aide.

Les versements suivront les étapes du forage au lieu d’être effectués intégralement avant le début des travaux. Les exploitants recevront 40 % de l’aide approuvée lorsque le forage aura atteint 40 % de la profondeur autorisée du puits. Les 60 % restants seront dus une fois le puits achevé et son rapport approuvé.

Pour un puits bénéficiant du montant maximal de 675 crores d’aide à l’exploration, les deux versements s’élèveraient à 270 crores et 405 crores. Les entreprises devront donc trouver des financements pour commencer les travaux et les mener jusqu’aux étapes requises.

Les exploitants restent responsables des dépenses dépassant les plafonds approuvés. Les dépassements de coûts ne donnent pas automatiquement droit à une aide supplémentaire, et le non-respect des engagements de forage peut compromettre l’éligibilité. Le versement d’une pénalité à la place des forages promis peut également avoir une incidence sur l’accès aux aides.

Quand l’État récupérera-t-il sa contribution ?

L’État commencera à récupérer sa contribution après sept ans de production commerciale ou lorsque l’exploitant aura recouvré 50 % de ses coûts d’exploration et de développement, selon la première éventualité. La production commerciale signifie que le projet a dépassé le stade de l’exploration et produit du combustible destiné à la vente.

Ce calendrier laisse aux exploitants le temps de mettre une découverte en exploitation et d’en tirer des recettes avant le début des remboursements. Un projet qui recouvre rapidement la moitié de ses coûts d’exploration et de développement atteindra le seuil de remboursement avant l’échéance des sept ans.

Le montant récupéré ne sera pas indexé sur l’inflation. Il restera donc exprimé en roupies nominales, sans être revalorisé pour tenir compte de l’évolution de la valeur de la monnaie au fil des années.

Les financements publics réduisent ainsi l’exposition financière initiale de l’entreprise tout en permettant à l’État de récupérer des fonds auprès des projets qui aboutissent. Les exploitants devront toujours gérer l’incertitude géologique, financer les coûts restants et réaliser les travaux prévus dans leurs contrats.

Les levés sismiques précéderont les forages

Le programme approuvé par le Conseil des ministres prévoit l’acquisition, le traitement et l’interprétation de données sismiques dans les bassins en mer. Les levés sismiques reposent sur l’envoi d’ondes sonores et l’analyse de leurs échos pour dresser une image des formations rocheuses sous le fond marin, ce qui aide les entreprises à choisir leurs emplacements de forage.

Le gouvernement indique que presque toutes les zones offshore ont été ouvertes à l’exploration et que le Dépôt national de données a été renforcé. Samudra Manthan complète ces changements d’accès et de gestion des données par des investissements publics dans les données géologiques et le forage.

Selon une ventilation budgétaire publiée, 28 534 crores sont consacrés aux données sismiques, 43 200 crores aux 60 puits, 10 000 crores aux pôles d’infrastructures mutualisées et 2 000 crores aux zones de production et de services. Les directives opérationnelles ne précisent pas la répartition des fonds entre chaque volet. Ces quatre montants totalisent 83 734 crores, soit 350 crores de moins que l’enveloppe approuvée.

Le programme peut donc être présenté comme comprenant quatre grands volets d’investissement, les travaux sismiques étant comptabilisés séparément, ou comme trois domaines d’intervention opérationnels couvrant les forages, les installations mutualisées et les zones industrielles. Le communiqué du Conseil des ministres inclut ces quatre activités, ainsi que la gestion numérique du programme, la formation, l’adoption de technologies et la coopération internationale.

Les installations mutualisées pourraient relier des découvertes inexploitées

Le bassin de Mahanadi est la première zone concernée par l’aide aux infrastructures partagées de production en mer, tandis que le bassin de Kutch doit recevoir un financement symbolique. L’objectif est de faciliter le raccordement de plusieurs petites découvertes ou découvertes inexploitées à un système de production commun.

Une découverte inexploitable contient du pétrole ou du gaz qui ne peut pas encore être extrait de manière rentable dans les conditions existantes. Même après la découverte de combustible, un petit gisement peut ne pas pouvoir supporter le coût de ses propres équipements de traitement et de son gazoduc ou oléoduc d’exportation.

Les installations mutualisées permettent à plusieurs découvertes d’utiliser les mêmes équipements. Parmi les infrastructures éligibles figurent les collecteurs sous-marins, qui regroupent les flux provenant de plusieurs puits ; les conduites principales qui acheminent ces flux ; les plateformes centrales de traitement ; et les unités flottantes de production partagées.

Le gouvernement aura recours à un financement destiné à combler le déficit de viabilité de ces infrastructures. Autrement dit, l’aide publique vise à combler l’écart financier qui empêche la réalisation d’un projet pourtant utile. Les propositions devront être examinées par le Conseil des investissements publics avant que le ministre n’autorise les dépenses.

Les volets consacrés au forage et aux infrastructures répondent à des étapes différentes d’un même problème commercial. L’aide à l’exploration contribue à financer la recherche. Les installations communes peuvent ensuite réduire le coût de mise en production de plusieurs découvertes.

Les zones de production étendent le programme au-delà des forages

Une ou plusieurs zones de production et de services pétroliers et gaziers fourniront des services collectifs, des moyens d’essai ainsi que des installations de certification. L’objectif est de soutenir les fabricants d’équipements et les entreprises de services nationales, parallèlement au développement des activités en mer.

Selon le communiqué du Conseil des ministres, Samudra Manthan devrait créer de nombreux emplois et stimuler les investissements dans l’exploration et la production. Le programme prévoit également le développement des compétences, l’adoption de technologies, la concertation avec les entreprises et la coopération internationale, ce qui étend sa portée au-delà du financement d’actifs matériels.

Les zones industrielles pourraient être aménagées en lien avec BHAVYA, un programme d’infrastructures distinct géré par le service de promotion du commerce du ministère du Commerce. Les directives fixent une limite entre les deux budgets : un déficit de financement de BHAVYA n’entraînera pas de charge supplémentaire pour Samudra Manthan.

Le gouvernement a également modifié les critères de performance de l’Oil and Natural Gas Corporation, connue sous le nom d’ONGC, et d’Oil India afin d’accorder davantage de poids à l’exploration. La loi de 2025 portant modification de la réglementation et du développement des champs pétrolifères fait partie des changements juridiques plus larges qui accompagnent le développement des activités offshore.

En juin, ONGC a signé avec bp un contrat de services techniques pour ses champs du bassin offshore occidental, qui couvre 43 blocs du plateau continental indien occidental. Cet accord constitue un partenariat technique distinct dans le cadre des efforts plus larges visant à améliorer les performances des activités en mer.

Quels effets sur l’approvisionnement énergétique de l’Inde ?

Le ministère du Pétrole estime que des explorations fructueuses pourraient faire passer la production nationale annuelle de pétrole et de gaz de 454,46 à 586,40 millions de barils équivalent pétrole. Cela représenterait une hausse de 131,94 millions de barils équivalent pétrole, soit environ 29 %.

Le ministère prévoit également une augmentation des ressources en hydrocarbures, qui passeraient de 11,73 à 16,13 milliards de barils équivalent pétrole. L’écart est de 4,40 milliards de barils, soit environ 37,5 %. Les ressources désignent la quantité estimée d’hydrocarbures, tandis que la production annuelle mesure la quantité effectivement produite au cours d’une année.

L’objectif du Conseil des ministres, qui table sur plus de 600 millions de tonnes équivalent pétrole de réserves supplémentaires, est exprimé en tonnes et non en barils. Les réserves désignent les quantités jugées récupérables dans des conditions définies ; cet objectif et l’estimation plus large des ressources correspondent donc à des mesures différentes.

Le gouvernement estime que le programme pourrait réduire d’environ 1 000 milliards de roupies, soit 1 lakh crore, la facture annuelle des importations de brut. L’Inde est le troisième consommateur mondial de pétrole et sa facture d’importations de brut s’élève à environ 144 milliards de dollars par an.

Selon le gouvernement, la production des champs nationaux existants recule naturellement de 6 à 7 % par an. Les nouvelles découvertes devront donc contribuer à compenser la baisse de la production des champs anciens, mais aussi soutenir sa croissance. Les hausses de production et les économies sur les importations prévues dépendront des résultats de l’exploration et du développement qui suivra.

Qui supervisera le programme et quelle sera la suite ?

Le secrétaire du Cabinet présidera un comité directeur doté de pouvoirs renforcés, tandis qu’un comité exécutif présidé par le secrétaire au Pétrole procédera à l’évaluation finale. Une unité de programme dirigée par un secrétaire adjoint assurera le suivi quotidien.

La Direction générale des hydrocarbures sera l’organisme chargé de la mise en œuvre et le principal interlocuteur du programme. Elle suivra son avancement au moyen d’un système de suivi numérique. Son travail reliera les décisions de dépenses aux étapes de forage, aux rapports achevés et aux autres exigences de mise en œuvre.

Le calendrier principal va de l’annonce politique à la préparation, puis aux dépenses :

• 15 août 2025 : Modi a présenté un projet de Samudra Manthan moderne destiné à développer le potentiel énergétique offshore de l’Inde.
• 31 juillet 2026 : le Conseil des ministres de l’Union a approuvé le programme, doté d’une enveloppe de 84 084 crores.
• Exercice 2026-2027 : les travaux préparatoires sont prévus.
• Exercices 2027-2028 à 2030-2031 : les dépenses de la phase I sont prévues, la mise en œuvre devant se poursuivre jusqu’en 2030-2031.

La priorité immédiate est de transformer ce cadre en propositions de forage éligibles, en projets d’infrastructure approuvés et en travaux respectant les conditions de versement. Pour les entreprises, l’avantage concret est une facture initiale d’exploration moins élevée. Pour l’État, les retombées dépendront de la transformation des découvertes en gisements productifs et du renforcement de la filière nationale d’approvisionnement.

À retenir

• Samudra Manthan dispose d’une enveloppe approuvée de 84 084 crores jusqu’à l’exercice 2030-2031.
• L’aide couvrira jusqu’à la moitié du coût de 56 puits d’exploration, dans la limite de 675 crores par puits.
• Quatre puits stratigraphiques pourront bénéficier d’une aide couvrant la totalité de leurs coûts, dans la limite de 1 350 crores chacun.
• Au maximum, les aides aux 60 puits totaliseront 43 200 crores, soit environ 51,4 % de l’enveloppe du programme.
• Les versements pour le forage dépendront de l’avancement et de l’achèvement des travaux ; les exploitants resteront responsables des coûts dépassant les plafonds approuvés.
• Le remboursement commencera après sept ans de production commerciale ou lorsque l’exploitant aura recouvré la moitié de ses coûts d’exploration et de développement, selon la première éventualité.
• Les levés sismiques, les installations mutualisées en mer et les zones de production constituent les autres grands volets d’investissement.
• Le gouvernement table sur plus de 600 millions de tonnes équivalent pétrole de réserves supplémentaires, un objectif qui dépendra de la réussite de l’exploration et du développement.