L’Iran annonce un programme de récupération des gaz torchés structuré autour de lots contractuels en exécution et d’un second volet en préparation. Le premier paquet couvre 12 contrats visant une capture agrégée d’environ 300 millions de pieds cubes par jour, soit près de 8,5 millions de mètres cubes par jour. Sur ce total, 200 millions de pieds cubes par jour devraient être injectés dans le réseau, correspondant à environ 5,7 millions de mètres cubes par jour et ~2,1 milliards de mètres cubes par an. La trajectoire inclut par ailleurs une production annuelle de 800 000 tonnes de liquefied petroleum gas (LPG — gaz de pétrole liquéfié) et une réduction annoncée de 30 000 tonnes par jour d’émissions, présentée en équivalent gaz à effet de serre.
Volumes, conversion et allocation des flux
Les volumes communiqués permettent d’anticiper un profil de montée en charge étalé, avec un premier palier autour des 300 MMcf/j captés lorsque les unités critiques seront raccordées. La part orientée vers le réseau gazier équivaut, en rythme annuel, à un apport d’environ 2,1 Gm³, susceptible d’alléger les pointes de demande et de réduire l’appel à des combustibles de substitution dans la production d’électricité. Les 800 000 tonnes par an de LPG représentent, selon les facteurs de conversion usuellement retenus, un ordre de grandeur d’environ 9 à 10 millions de barils par an, soit près de 25 000 à 27 000 barils par jour. Cette allocation LPG s’inscrit dans un schéma où la priorité opérationnelle reste l’injection réseau, la fraction liquide étant adossée aux unités de séparation et de fractionnement.
Le périmètre technique couvre la récupération du gaz associé au pétrole, son traitement pour atteindre les spécifications réseau, et la valorisation des coupes liquides de gaz naturel (NGL — liquides de gaz naturel). Les packages intègrent compression, déshydratation, récupération de condensats, unités de fractionnement et raccordements pipeline. Les cadences de livraison des compresseurs et des systèmes de contrôle-commande influenceront directement le rythme de bascule des torches vers les trains de traitement. La standardisation documentaire et la qualification progressive des sous-systèmes réduiront les arrêts non planifiés en phase de démarrage.
Contrats, gouvernance industrielle et calendrier
Le dispositif contractuel s’articule autour d’un premier bloc de 12 contrats en exécution et d’un pipeline additionnel de 18 projets en préparation, soit jusqu’à 30 sites ou sous-projets agrégés. La National Iranian Oil Company (NIOC — National Iranian Oil Company) pilote la coordination entre opérateurs amont, intégrateurs d’engineering, procurement and construction (EPC — ingénierie, approvisionnement et construction) et exploitants aval. L’objectif d’atteindre près de 90 % de capture à l’horizon 2027 suppose des mises en service échelonnées, avec des ramp-ups par grappes. La cohérence du chemin critique dépend des fenêtres d’arrêt des installations existantes, des liaisons électriques et des contre-pressions disponibles sur les lignes d’export gaz.
La gouvernance industrielle implique un suivi rapproché des jalons d’approvisionnement pour les équipements à long délai, notamment turbines de compression, vannes de procédé et instruments analytiques. Les ajustements d’ingénierie liés à des variantes d’équipements peuvent nécessiter des recalages de calculs hydrauliques et thermodynamiques. L’optimisation des séquences d’essais à chaud, puis des mises en palier de charge, déterminera la disponibilité initiale des trains de traitement. La performance réelle s’évaluera sur la part de gaz effectivement redirigée et sur le ratio liquide/gaz stabilisé après les premiers mois d’exploitation.
Effets attendus sur le marché intérieur et l’aval
L’augmentation de l’injection réseau d’environ 200 MMcf/j modifie la balance gaz domestique, avec une pression moindre sur les combustibles liquides utilisés en appoint dans la production électrique. Les volumes additionnels de NGL alimentent la chaîne de séparation en C2+, renforçant la disponibilité d’éthane, de propane et de butane pour les complexes pétrochimiques. La progression des flux LPG offre une base pour sécuriser des contrats d’enlèvement, sous réserve de la régularité de la qualité et de la cadence de chargement aux terminaux. Les opérateurs aval ajusteront leurs plans de maintenance pour capter ces molécules dans des fenêtres de prix opportunes.
Sur le plan de la logistique, la disponibilité de wagons-citernes, de capacités de stockage et de slots portuaires constitue un déterminant du coût total livré. La priorisation du réseau gazier sur les volumes liquides restera sensible à la saisonnalité de la demande résidentielle et industrielle. Les contrats de transport pipeline devront intégrer les nouvelles pressions de ligne et les besoins d’odorisation, selon les spécifications locales. La granularité des données de site permettra de suivre l’efficacité des unités de récupération et d’identifier les poches de torchage résiduel à traiter en second rideau.
Cadre opérationnel et facteurs de risque
Les facteurs de risque principaux concernent la synchronisation des lots EPC, l’arrivée des équipements critiques et la qualification des systèmes de sécurité instrumentés. Les décalages sur une seule voie de compression peuvent repousser l’ensemble d’un cluster de mise en service. Les contraintes de conformité et d’assurance technique influencent la logistique des pièces majeures et la couverture des essais de performance. La montée en charge sera d’autant plus robuste que la redondance des trains et l’accessibilité des pièces d’usure auront été dimensionnées dès l’ingénierie détaillée.
L’articulation entre injection réseau et valorisation liquide impose des arbitrages dynamiques en fonction des prix relatifs, des besoins de flexibilité du système et des capacités de stockage. La mesure des gains opérationnels se fera par la baisse des volumes torchés, la stabilité des débits réseau et les niveaux d’extraction de coupes commerciales. La contractualisation des 18 projets en préparation fixera le plafond réaliste de capture au-delà du premier palier. Les indicateurs à suivre incluent le taux de disponibilité des nouvelles unités, les débits injectés, les volumes de LPG livrés et la fréquence des arrêts imprévus.
