Les derniers flux commerciaux de gaz signalés sur les gisements de Yylan et de Chemmerli au Turkménistan restent modestes au regard de l’immense richesse en ressources du pays. À eux deux, ces puits pourraient produire environ 850 000 à 900 000 mètres cubes de gaz naturel par jour, soit approximativement 310 à 330 millions de mètres cubes par an si les débits actuels se maintiennent. Pour un pays qui possède les quatrièmes plus importantes réserves mondiales de gaz naturel et qui en produit chaque année plusieurs dizaines de milliards de mètres cubes, ces volumes ne transformeront pas les comptes énergétiques nationaux.
Pourtant, se concentrer uniquement sur l’importance quantitative de ces nouveaux flux ferait passer à côté de leur véritable portée.
Les développements de Yylan et de Chemmerli interviennent à un moment où le Turkménistan augmente simultanément sa production en amont, engage plusieurs milliards de dollars dans la prochaine phase du gigantesque gisement de Galkynysh, renforce sa relation gazière de longue date avec la Chine, poursuit le projet TAPI vers l’Asie du Sud, expérimente des livraisons vers la Turquie via l’Iran et relance les discussions sur la possibilité, à terme, d’acheminer du gaz vers l’ouest à travers la mer Caspienne via l’Azerbaïdjan.
Ce qui se dessine n’est donc pas simplement une augmentation de la production. Il s’agit d’une tentative de résoudre le problème structurel central qui limite le secteur énergétique turkmène depuis des décennies : le pays dispose de beaucoup plus de gaz qu’il ne possède de voies d’exportation commercialement diversifiées pour l’écouler.
Le succès ou l’échec de cette stratégie pourrait finalement déterminer si le Turkménistan reste principalement un important fournisseur lié au marché chinois ou s’il évolue vers le statut de l’une des principales plateformes de gazoducs reliant l’Asie centrale à l’Asie de l’Est, à l’Asie du Sud, à la région caspienne, à la Turquie et potentiellement à l’Europe.
Les nouveaux puits comptent moins pour leur volume que pour ce qu’ils révèlent
Sur le gisement de Yylan, dans la région de Mary, le puits d’évaluation et de production n° 04 a produit plus de 700 000 mètres cubes de gaz naturel par jour après que le forage a atteint une profondeur de 2 916 mètres. Des sources de l’industrie turkmène ont également souligné que le gaz était exempt de soufre, ce qui réduit les besoins de traitement et accroît son attractivité commerciale. Yylan se trouve à proximité de la zone de production de Galkynysh et des infrastructures gazières existantes, ce qui devrait faciliter considérablement l’intégration de volumes supplémentaires par rapport à une découverte entièrement nouvelle et éloignée. (oilgas.gov.tm)
Ce résultat n’est d’ailleurs pas un succès isolé. Des puits précédents à Yylan avaient déjà démontré un potentiel de production important, notamment le puits n° 01, qui produisait environ 991 600 mètres cubes par jour. Cela suggère que Yylan passe progressivement de la phase d’évaluation à un développement commercial systématique, plutôt que de représenter une découverte géologique ponctuelle. (oilgas.gov.tm)
À Chemmerli, dans la région gazifère du Karakoum central, le puits n° 265 a produit à son tour 150 000 à 200 000 mètres cubes par jour à partir d’un horizon relativement peu profond, situé à environ 1 110 mètres. Pris ensemble, ces derniers résultats indiquent que Turkmengaz cherche à élargir la géographie de la production commercialement viable plutôt qu’à dépendre exclusivement d’une poignée de gigantesques gisements. (Trend)
Cette distinction est importante. Un producteur de gaz dont la base de production est fortement concentrée est davantage exposé aux problèmes de maintenance, aux goulets d’étranglement des infrastructures et au déclin de la production de certains puits. Le développement de gisements de petite et moyenne taille autour de réseaux de transport déjà établis apporte davantage de flexibilité, même lorsque chaque projet reste relativement limité en volume.
Il existe également une dimension caspienne plus large. L’activité récente de production sur le gisement offshore de Magtymguly aurait permis d’extraire plus de 1,3 million de mètres cubes de gaz par jour à partir d’un nouveau puits, tandis que d’autres blocs offshore sont envisagés pour de futures explorations. Autrement dit, l’expansion actuelle ne se limite pas aux provinces gazières orientales du Turkménistan ; elle s’étend également vers la Caspienne. (Новости Туркменистана, Arzuw.news)
Mais ces développements restent secondaires par rapport au projet qui déterminera les capacités de production du Turkménistan pour les années à venir : Galkynysh.
Galkynysh montre où se trouve la véritable échelle
En avril 2026, le Turkménistan et la Chine ont signé un accord en vertu duquel CNPC participera à la quatrième phase du développement du gisement gazier de Galkynysh. Le projet comprend de nouveaux puits et des installations de traitement du gaz capables de prendre en charge 10 milliards de mètres cubes supplémentaires par an. Son coût est estimé à environ 5,1 milliards de dollars, le Turkménistan devant assurer le financement du projet. (Reuters)
La comparaison permet de remettre les découvertes de Yylan et Chemmerli en perspective. Leur potentiel annuel combiné dépasse légèrement 0,3 milliard de mètres cubes, tandis que la quatrième phase de Galkynysh est à elle seule conçue pour ajouter une capacité de l’ordre de 10 milliards de mètres cubes par an.
La valeur stratégique des petites découvertes ne réside donc pas dans leur capacité à concurrencer Galkynysh, mais dans leur contribution à un portefeuille de production en amont plus diversifié.
Galkynysh illustre également un autre élément important de la politique énergétique turkmène : la croissance de la production reste profondément liée à la Chine.
Le Turkménistan fournit du gaz à la Chine via le gazoduc Asie centrale–Chine depuis 2009. Selon les chiffres officiels turkmènes, environ 460 milliards de mètres cubes de gaz avaient été livrés à la Chine au 1er mars 2026, tandis qu’Achgabat affirme que la coopération vise à porter à terme le potentiel annuel d’exportation jusqu’à 65 milliards de mètres cubes. Reuters, de son côté, estime les exportations annuelles actuelles de gaz turkmène vers la Chine à environ 30 milliards de mètres cubes. (Gouvernement du Turkménistan)
Le chiffre annuel précis varie selon que l’on parle de capacité contractuelle ou de flux réels, mais la réalité stratégique ne change pas : la Chine domine très largement la géographie des exportations gazières du Turkménistan.
Cette relation a été extrêmement précieuse pour Achgabat. La Chine a fourni un marché vaste et prévisible à une époque où la relation traditionnelle du Turkménistan avec la Russie s’était affaiblie. Elle a également financé et construit des infrastructures qui ont fondamentalement réorienté les flux gaziers d’Asie centrale vers l’est.
Mais ce succès a créé un nouveau problème. Le Turkménistan s’est éloigné d’une dépendance à une seule direction d’exportation pour devenir fortement dépendant d’une autre.
C’est pourquoi Gurbanguly Berdimuhamedow a publiquement décrit la diversification des voies d’exportation du gaz comme un « objectif prioritaire » au début de cette année. (Reuters)
La question n’est donc pas de savoir si le Turkménistan souhaite réduire sa coopération avec la Chine. Le dernier accord sur Galkynysh démontre le contraire. Achgabat veut vendre davantage de gaz à la Chine, mais souhaite également disposer d’un nombre suffisant de débouchés alternatifs pour empêcher Pékin de devenir la seule destination commercialement significative de la croissance future de sa production.
La première voie vers l’ouest fonctionne déjà — via l’Iran
Pendant près de trois décennies, les exportations de gaz turkmène vers la Turquie sont restées une ambition politique plutôt qu’une voie commerciale opérationnelle. La situation a changé en 2025, lorsque BOTAŞ et Turkmengaz ont convenu d’acheminer du gaz turkmène vers la Turquie via l’Iran selon un mécanisme de swap.
La Turquie prévoyait initialement de recevoir environ 1,3 milliard de mètres cubes dans le cadre de cet accord, les livraisons devant commencer le 1er mars 2025. Ankara a explicitement présenté l’accord comme une première étape plutôt que comme le modèle définitif. Le ministre turc de l’Énergie, Alparslan Bayraktar, a déclaré que l’objectif à plus long terme restait une liaison directe à travers la mer Caspienne. (enerji.gov.tr)
Ce point mérite davantage d’attention que ne le laisserait penser le volume initial relativement faible.
La voie de transit iranienne a démontré que le gaz turkmène pouvait enfin être acheminé commercialement vers l’ouest. Elle a ainsi brisé une barrière à la fois psychologique et infrastructurelle qui existait depuis le début des négociations à la fin des années 1990.
Mais la voie iranienne présente des limites évidentes. Le transit dépend des relations avec Téhéran, des infrastructures iraniennes, de l’exposition aux sanctions et des conditions politiques régionales. Le conflit au Moyen-Orient en 2026 a également démontré à quel point les infrastructures énergétiques et les routes commerciales de la région peuvent rapidement être exposées aux risques géopolitiques.
Pour le Turkménistan, l’Iran offre donc une option utile, mais pas une diversification complète.
Une véritable stratégie d’exportation vers l’ouest nécessiterait un accès direct au système caspien - et cela fait inévitablement entrer l’Azerbaïdjan dans l’équation.
L’Azerbaïdjan est le chaînon manquant de la stratégie occidentale du Turkménistan
La logique d’une voie vers l’ouest est géographiquement simple :
Turkménistan → mer Caspienne → Azerbaïdjan → Géorgie → Turquie → Europe.
L’Azerbaïdjan dispose déjà des infrastructures qui font défaut au Turkménistan. Le Corridor gazier méridional s’étend sur environ 3 500 kilomètres depuis l’Azerbaïdjan, à travers la Géorgie et la Turquie, jusqu’au sud-est de l’Europe, en combinant le gazoduc du Caucase du Sud, le TANAP et le TAP. (Energy)
Ce qui manque, c’est une liaison commercialement viable entre les rives turkmène et azerbaïdjanaise de la Caspienne.
Le projet traditionnel de gazoduc transcaspien envisageait une liaison offshore d’environ 300 kilomètres. Les plans européens antérieurs d’infrastructures envisageaient à terme une capacité supérieure à 30 milliards de mètres cubes par an, même si tout projet contemporain devrait probablement être réévalué en fonction de la demande réelle, du financement et des capacités disponibles plus en aval. (Energy)
L’environnement politique est devenu sensiblement plus favorable en 2026.
Lors de la visite d’État du président turkmène Serdar Berdimuhamedow à Bakou le 22 juin, l’Azerbaïdjan et le Turkménistan ont signé un accord intergouvernemental officiel sur la coopération énergétique. Leurs présidents ont également identifié l’énergie et la connectivité des transports Est-Ouest comme des domaines prioritaires. En juillet, la commission intergouvernementale bilatérale a de nouveau discuté de projets énergétiques communs et du potentiel de la Caspienne pour le développement d’infrastructures internationales. (Prezident.az)
Ces évolutions ne signifient pas qu’un gazoduc transcaspien est sur le point d’être construit. Elles montrent toutefois que les relations politiques entre Bakou et Achgabat ont largement dépassé les différends qui rendaient autrefois beaucoup plus difficiles à envisager les grands projets énergétiques transcaspiens.
L’importance de l’Azerbaïdjan est donc structurelle plutôt que simplement diplomatique. Il constitue le seul pont réaliste vers l’ouest permettant de connecter d’importants volumes de gaz turkmène au Corridor gazier méridional existant.
Pour Bakou, les avantages seraient également considérables. L’Azerbaïdjan renforcerait sa position, passant du statut de grand producteur et pays de transit à celui de principal point d’entrée du gaz d’Asie centrale dans les réseaux turc et européen. Cela renforcerait son rôle plus large de lien physique entre l’Asie centrale et le Caucase du Sud.
L’Europe veut diversifier ses approvisionnements - mais cela ne rend pas automatiquement un gazoduc rentable
Il est tentant de supposer que les efforts européens visant à s’éloigner du gaz russe créent automatiquement un marché idéal pour le Turkménistan. La réalité est plus complexe.
L’Union européenne s’est engagée à supprimer progressivement les importations de gaz naturel russe d’ici la fin de 2027, ce qui pourrait créer un espace supplémentaire pour les fournisseurs alternatifs. Dans le même temps, toutefois, la consommation européenne de gaz diminue structurellement à mesure que les capacités renouvelables progressent et que l’efficacité énergétique s’améliore. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit actuellement une baisse de plus de 2 % de la demande européenne de gaz en 2026. (AIE)
Cela crée une tension commerciale fondamentale pour tout projet transcaspien.
L’Europe a un intérêt stratégique à la diversification, mais elle pourrait ne pas avoir besoin de très importants volumes supplémentaires de gazoduc pendant plusieurs décennies. Un nouveau gazoduc offshore ne peut donc pas être justifié uniquement par l’objectif politique de remplacement du gaz russe. Les investisseurs auraient besoin d’engagements à long terme de la part des acheteurs, de visibilité sur les tarifs de transport, de capacités disponibles ou accrues suffisantes à travers l’Azerbaïdjan et la Turquie, ainsi que de la certitude que le prix livré resterait compétitif par rapport au GNL.
Les événements de 2026 ont néanmoins renforcé l’argument stratégique en faveur d’un approvisionnement gazier par gazoducs diversifié.
La perturbation des flux de GNL à travers le détroit d’Ormuz a interrompu une voie qui acheminait auparavant près de 20 % de l’approvisionnement mondial en GNL, provoquant une nouvelle volatilité sur les marchés du gaz. L’Agence internationale de l’énergie estime que la crise au Moyen-Orient a considérablement resserré l’offre mondiale et modifié les perspectives à moyen terme. (AIE)
Pour les acheteurs européens et turcs, cela rappelle une leçon ancienne : le gazoduc provenant de fournisseurs géographiquement diversifiés peut conserver une valeur stratégique même sur un marché de plus en plus dominé par le GNL.
Le gaz turkmène ne remplacerait ni le GNL ni le gaz azerbaïdjanais. Sa valeur potentielle réside dans l’ajout d’une source supplémentaire au portefeuille d’approvisionnement.
Cela rend le projet transcaspien stratégiquement plus solide qu’il ne l’était il y a quelques années, mais cela ne supprime pas la nécessité d’un modèle économique crédible.
Le TAPI offre une autre direction à Achgabat, mais aussi un nouvel ensemble de risques
La stratégie de diversification du Turkménistan ne se limite pas à l’ouest.
Le gazoduc TAPI - Turkménistan-Afghanistan-Pakistan-Inde - reste un autre élément central de la planification à long terme d’Achgabat. En août 2026, des responsables turkmènes et afghans ont de nouveau souligné les progrès réalisés sur le projet et l’importance du tronçon Serhetabat-Hérat. L’Afghanistan a décrit le TAPI comme un projet d’importance historique pour l’intégration économique régionale. (Turkménistan)
S’il était pleinement réalisé, le TAPI pourrait ouvrir l’accès à certains des marchés gaziers potentiels les plus importants d’Asie du Sud.
Cependant, ses risques commerciaux et politiques restent beaucoup plus élevés que ceux associés à la voie chinoise. Les conditions de sécurité en Afghanistan, les besoins de financement, la situation économique du Pakistan et la rivalité géopolitique persistante entre l’Inde et le Pakistan compliquent tous la perspective d’achever l’ensemble du système.
Les voies occidentale et méridionale ne doivent donc pas être considérées comme des projets concurrents. Pour le Turkménistan, leur valeur réside précisément dans le fait de disposer de plusieurs options.
La Chine offre l’échelle et la prévisibilité.
Le TAPI offre une demande potentiellement considérable en Asie du Sud.
L’Iran fournit un pont immédiat vers la Turquie.
Une liaison transcaspienne offrirait un accès direct à l’Azerbaïdjan, à la Turquie et au sud-est de l’Europe.
Un producteur disposant de ces quatre options aurait un pouvoir de négociation nettement supérieur à celui d’un producteur dépendant principalement d’un seul acheteur.
Le véritable objectif du Turkménistan n’est pas de maximiser la production - mais de maximiser les options
C’est dans ce contexte plus large qu’il faut comprendre les nouveaux puits de Yylan et Chemmerli.
Le Turkménistan ne souffre pas d’un manque de ressources gazières. Son principal problème n’est pas non plus son incapacité à augmenter la production. L’expansion de Galkynysh, d’un montant de 5,1 milliards de dollars, démontre qu’une production supplémentaire peut être développée à grande échelle lorsqu’un débouché commercial existe.
Le défi structurel consiste à faire correspondre la croissance de la production aux infrastructures d’exportation.
Pour de nombreux producteurs de ressources, la capacité à produire davantage d’hydrocarbures se traduit automatiquement par une hausse des recettes d’exportation, parce qu’ils ont accès au marché maritime mondial. Le Turkménistan est différent. Il est enclavé et le gaz naturel est considérablement moins flexible que le pétrole en l’absence d’infrastructures de liquéfaction coûteuses. Chaque augmentation importante de la production nécessite donc une destination par gazoduc ou un mécanisme de swap.
Cela rend la géographie des exportations presque aussi importante que la géologie.
De ce point de vue, les 850 000 à 900 000 mètres cubes par jour annoncés pour Yylan et Chemmerli ne représentent qu’une petite pièce d’une transformation stratégique beaucoup plus vaste.
Les chiffres les plus importants sont plutôt les 10 milliards de mètres cubes supplémentaires prévus lors de la quatrième phase de Galkynysh, les dizaines de milliards de mètres cubes qui transitent déjà vers la Chine, les premiers volumes acheminés vers l’ouest et entrant en Turquie via l’Iran, ainsi que les capacités potentielles futures des routes vers l’Asie du Sud et à travers la Caspienne.
La question qui se pose à Achgabat est de savoir comment combiner ces éléments pour constituer un portefeuille équilibré.
D’un fournisseur chinois à un hub gazier eurasiatique ?
L’avenir le plus plausible n’est pas celui dans lequel le Turkménistan se détournerait de la Chine pour rediriger soudainement son gaz vers l’Europe.
La Chine est trop importante, Galkynysh est trop étroitement lié à la demande chinoise et Pékin demeure l’un des acheteurs à grande échelle les plus fiables dont dispose Achgabat.
Le Turkménistan semble plutôt poursuivre une stratégie plus sophistiquée : maintenir la Chine comme marché d’ancrage tout en développant progressivement autour de ce marché d’autres débouchés.
Si cette stratégie réussit, ses conséquences géopolitiques dépasseront largement les frontières du Turkménistan.
La Chine resterait le principal acheteur, mais elle devrait négocier avec un fournisseur disposant d’une plus grande liberté de choix.
La Turquie bénéficierait de l’accès à une nouvelle source majeure de gaz par gazoduc et renforcerait son ambition de devenir un hub énergétique régional.
L’Azerbaïdjan deviendrait un pont de transit encore plus important entre l’Asie centrale et l’Europe.
Les États européens disposeraient d’une option d’approvisionnement supplémentaire, non russe et non issue du GNL, à un moment où la sécurité énergétique reste étroitement liée aux risques géopolitiques.
Et le Turkménistan lui-même commencerait enfin à transformer l’une des plus importantes dotations gazières au monde en quelque chose qui lui a historiquement fait défaut : une liberté stratégique accrue dans le choix de la destination de son gaz.
C’est pourquoi les dernières découvertes de Yylan et Chemmerli ne doivent pas être évaluées en fonction de leur capacité à déplacer les prix mondiaux du gaz grâce à 310 ou 330 millions de mètres cubes supplémentaires par an. Elles en sont incapables.
Leur importance réside dans le fait qu’elles s’inscrivent dans une expansion plus large de la base de production turkmène, précisément au moment où Achgabat cherche à redessiner son architecture d’exportation.
La véritable transformation ne se produira que si la croissance de la production à Yylan, Chemmerli, Galkynysh et sur les gisements offshore turkmènes s’accompagne de nouvelles capacités d’exportation. Si la Chine demeure pratiquement la seule destination capable d’absorber d’importants volumes supplémentaires, les immenses réserves du Turkménistan continueront de se traduire par une flexibilité géopolitique limitée.
Si, en revanche, Achgabat parvient à combiner la voie chinoise avec des flux durables vers la Turquie, des progrès significatifs sur le TAPI et, à terme, une liaison caspienne commercialement viable via l’Azerbaïdjan, le résultat serait très différent.
Le Turkménistan ne serait plus simplement un pays d’Asie centrale doté d’immenses réserves de gaz.
Il deviendrait l’un des États pivots de la nouvelle architecture énergétique eurasiatique, s’étendant de la Chine et de l’Asie du Sud à la Caspienne, à la Turquie et à l’Europe.
Par Tural Samedov
