Pic pétrolier

Un article de Wikipédia, l'encyclopédie libre.


Un pic pétrolier désigne le sommet de la courbe qui caractérise la production pétrolière d'un puits ou d'un champ pétrolier ; par extension le "pic pétrolier mondial" (abrégé en Peak Oil en anglais) désigne le moment où la production mondiale de pétrole commencera à décliner.

Bien que les découvertes de nouveaux gisements représentent depuis des décennies un volume en moyenne chaque année inférieur à la production annuelle, l'existence d'un pic pétrolier mondial a longtemps été nié par la majorité des professionnels du pétrole qui, en synthèse, lui opposaient les futures avancées techniques permettant une meilleure récupération du pétrole des gisements existants et l'exploitation de nouvelles sources d'hydrocarbures jusqu'ici inaccessibles tels que les sables bitumineux, l'offshore profond,.... A l'appui de cette thèse, les réserves disponibles s'étaient jusqu'à récemment maintenues à 40 ans de consommation, mais sans doute du fait d'un mode de déclaration des réserves non normalisé.

Aujourd'hui l'existence d'un pic pétrolier mondial est nié par de moins en moins de professionnels du pétrole. Toutefois les avis divergent fortement sur la date de ce pic. En effet celle-ci dépend de nombreux facteurs, dont certains ne peuvent être qu'extrapolés (coût de l'énergie, progrès techniques, montée en production des nouveaux gisements), tandis que d'autres sont cachés par certains des acteurs (réserves pétrolières non auditables du Moyen-Orient). Les plus optimistes situent le pic pétrolier vers 2020 alors que certains le situent dans le passé ou dans un avenir très proche car ils considèrent que le déclin des gisements de pétrole conventionnel est plus avancé que ce qui est officiellement annoncé et que la mise en production du pétrole non-conventionnel se fera plus lentement que prévu et portera sur des volumes annuels plus faibles.

Compte tenu de la forte dépendance de l'économie moderne vis à vis du pétrole, le pic pétrolier et le déclin de la production qui s'en suivra, s'accompagnera de chocs socio-économiques et géopolitiques, dont l'ampleur dépendra du degré de préparation des économies.

Pour arriver à déterminer la date du pic pétrolier mondial la méthode la plus connue repose sur l'extrapolation des travaux du géophysicien Marion King Hubbert. Dans ce modèle, la courbe de production future est déduite de l'évolution de la production et des découvertes passées. Ce modèle sur lequel s'appuie en partie les spécialistes aux prévisions les plus pessismistes, a montré sa valeur à l'échelle de la production américaine de pétrole.

Sommaire

[modifier] Concepts

L'extraction d'un gisement se produit en plusieurs phases. La production totale suit une distribution normale.
L'extraction d'un gisement se produit en plusieurs phases. La production totale suit une distribution normale.

[modifier] Définition d'un pic pétrolier

Le pic pétrolier d'un puits, d'un gisement est atteint lorsque la production de la zone concernée commence à diminuer après avoir atteint son niveau maximum.

Un nouveau gisement de pétrole est mis en production dans un intervalle de temps compris entre quelques années et quelques décennies après sa découverte. Ce délai peut être particulièrement long si son exploitation nécessite l'apparition de techniques nouvelles comme dans le cas de l'offshore et des schistes bitumineux.

La production de pétrole, elle-même s'étale généralement sur plusieurs décennies. Le volume de pétrole produit au cours du temps peut être représenté par une courbe. Cette courbe commence à zéro quand l'exploitation du gisement commence, et finit également à zéro lorsqu'on interrompt l'exploitation du gisement ; à ce moment précis, il peut rester de 15 à 99% de pétrole (en moyenne 35%)[1]) en place dans le gisement, non récupéré. Entre ces deux jalons, la production passe nécessairement par un maximum qui correspond à peu près au moment où la moitié du pétrole a été extrait. Une fois le pic passé, la production ne peut que décroître. En outre, le pétrole restant est de plus en plus difficile à extraire, et donc de plus en plus cher car on doit mettre en oeuvre des techniques de récupération dites secondaires ou tertiaires qui consomment de l'énergie et souvent d'autres entrants.

[modifier] Pic pétrolier planétaire

Les principes généraux qui sous-tendent l'existence d'un Pic Pétrolier mondial à l'échelle planétaire sont les suivants :

  • Le pétrole est une ressource limitée, qui ne se renouvelle pas.
  • L'homme a prospecté une grande partie de la planète, et les découvertes de nouveaux gisements deviennent rares
  • Avant d'extraire du pétrole il faut l'avoir découvert : compte tenu de l'énoncé précédent, on peut en grande partie extrapoler la courbe de la production de la courbe des découvertes et anticiper ainsi le moment où la production de pétrole commencera à décliner à l'échelle mondiale.

Sur les impacts du pic pétrolier :

  • Le remplacement du pétrole par d'autres sources de carbone ou d'énergie n'est pas aisé  : la demande de pétrole a une faible élasticité. Une fois le pic franchi et si l'économie et même la société ne s'y est pas préparée, le prix se fixera à des sommets très élevés.
  • La production est actuellement régulée par la demande ; quand ce sera l'inverse, les économies nationales devront accomplir une mutation importante.

Le sujet est donc autant technique qu'économique et géopolitique.

[modifier] Energie nette

La production de pétrole n'est pas uniquement une question de coût mais aussi d’énergie et d'évolution des techniques de récupération.

le pompage et les diverses opérations mécaniques effectuées consomment de l'énergie. Quand le gisement s’épuise, il faut en dépenser de plus en plus pour extraire des quantités toujours décroissantes de pétrole. À la fin, on peut atteindre un point où l'énergie nécessaire pour extraire un litre de pétrole dépasse celle contenue dans ce même litre. Le gisement n’est alors plus une source mais un puits d'énergie et son exploitation pour le pétrole-énergie n'est plus rentable. Le pétrole non-conventionnel nécessite beaucoup d'énergie durant toute la période de production à la fois pour pouvoir l'extraire et pour le rendre utilisable. Le ratio entre énergie consommée et énergie-pétrole restitué joue un rôle critique pour déterminer si la mise en exploitation du gisement est viable.

Remarque : Dans un contexte de pénurie générale, il pourrait être économiquement viable cependant de continuer à l'exploiter pour produire la matière première de produits tels que les plastiques par exemple. En d’autres termes, un gisement est abandonné alors qu’il contient encore une quantité importante de brut.

[modifier] Taux de récupération

Le taux de récupération dépend à la fois de la configuration géologique du gisement et, pour le pétrole non conventionnel, des techniques de récupération employées.

[modifier] Croissance et élasticité de la demande de pétrole

[modifier] Les outils d'évaluation du pic pétrolier

[modifier] La courbe de Hubbert

La courbe de Hubbert propose une modélisation de la production de pétrole en forme de cloche avec des jalons qui sont fonction de la production passée et des réserves prouvées
La courbe de Hubbert propose une modélisation de la production de pétrole en forme de cloche avec des jalons qui sont fonction de la production passée et des réserves prouvées

.

Le géophysicien Marion King Hubbert suggéra dans les années 1940 que la production d'une matière première fossile donnée, et en particulier du pétrole, suivait une courbe en cloche. Il émit l'hypothèse que la production de pétrole d'une région suit une courbe parallèle à celle des découvertes mais décalée dans le temps. Cette courbe peut se déduire de la quantité de pétrole déjà extraites et des réserves ultimes estimées.

En 1956, lors d'un meeting de l'American Petroleum Institute à San Antonio, au Texas, Hubbert fit la prédiction que la production globale de pétrole aux É.-U. atteindrait son maximum aux alentours de 1970, avant de commencer à décroître[2]. Il devint célèbre quand on s'aperçut qu'il avait raison, en 1970. La courbe qu'il employa dans son analyse est connue sous le nom de Courbe de Hubbert, et le moment où elle atteint son maximum le Pic de Hubbert.

Au lendemain du pic de production domestique des États-Unis, ses travaux reçurent un intérêt renouvelé car la date de ce pic (1970) coïncidait bien avec la prévision effectuée 15 ans plus tôt. Hubbert avait prédit en utilisant sa méthode que le déclin de la production mondiale se produirait en 2000. Mais les deux chocs pétroliers de 1973 et 1979 ont considérablement déformé la courbe de production (en ralentissant la progression de la demande), éloignant la courbe consolidée de la production du modèle théorique établi par Hubbert.

[modifier] Utilisation récente de la courbe de Hubbert

Plus récemment, la disponibilité des moyens de calcul personnels ont permis à de nombreux observateurs de se repencher sur la question, à l'issue de la période 1985-2000, très homogène sur un plan économique. C'est dans cette période que la formule de la courbe de Hubbert est utilisée systématiquement, toujours dans le but de prédire la date du Pic et l'état des réserves mondiales.

[modifier] Les outils actuels de mesure du pic de production

La courbe de Hubbert est donc bien adaptée à l'étude d'un ensemble de gisements pendant une période économique stable ; elle ne permet pas à elle seule de faire des prédictions à long terme sur l'ensemble de la planète.

Les principaux outils permettant de se forger une opinion sur l'évolution des productions pétrolières sont :

  • les valeurs de production passées, indispensables à toute extrapolation ;
  • la courbe de Hubbert, dont la modélisation permet d'identifier le maximum de production pétrolière
  • la linéarisation de Hubbert, permettant d'identifier graphiquement le montant des réserves pétrolières
  • l'état des réserves pétrolières publiées par les différentes compagnies
  • la courbe des découvertes aboutissant à ces réserves
  • les courbes d'écrémage qui fournissent l'historique du volume des réserves découvertes par rapport au nombre de forage effectués (ou deplate-formes de forage en opération)

[modifier] Les estimations de la date du pic pétrolier

Les diverses organisations se penchant sur la question n'ont pas les mêmes opinions sur la date à laquelle le déclin de la production pétrolière doit s'amorcer:

  1. Les plus optimistes (les économistes, les gouvernements états-unien et des pays de l'OPEP, certaines compagnies pétrolières) annoncent officiellement qu'il surviendrait vers 2020 ou après ;
  2. Alors que les experts de l'ASPO donnent la date de 2010, voire 2008 (bulletin officiel de l'ASPO, traduit en français). L'Association for the Study of Peak Oil and Gas, en français "Association pour l'étude du pic pétrolier et gazier", publie annuellement une courbe effective de la production pétrolière mondiale, et la présente lors de séminaires internationaux.

L'augmentation de la consommation de pétrole de la Chine et de l'Inde, liée à leur forte croissance économique, incite à penser que la production ne pourra pas dans les années qui viennent augmenter aussi vite que la demande.

En 2006, selon les chiffres du Departement of energy américain, la production mondiale de pétrole brut (et condensats) a décliné de 200 000 barils/jours comparée à celle de 2005, tandis que la production "tous liquides" (qui inclue les pétroles non conventionnels tels que l'éthanol et le pétrole issus des schistes bitumineux), restait stable. En particulier, la production saoudienne a diminué de 8%.

[modifier] Le pic pétrolier des principales régions de production

La Norvège est un exemple de pays où la courbe de Hubbert donne une modélisation précise
La Norvège est un exemple de pays où la courbe de Hubbert donne une modélisation précise

Le pic de production a déjà été dépassé dans de nombreux pays producteurs, tels que les États-Unis (1970) la Libye (1970), l’Iran (1976), l’URSS (1987), le Royaume-Uni (2000), la Norvège (2000), le Mexique (2005). Au total, une soixantaine de pays auraient déjà dépassé leur pic. Début 2008 les seuls pays producteurs importants (parmi les 30 premiers) qui n'ont pas dépassé le pic pétrolier sont le Koweit, l'Irak et le Kazakhstan. Naturellement, si l’on considère la production mondiale de pétrole, il est évident que le même phénomène est à l’œuvre. La seule inconnue est la date à laquelle ce pic surviendra.

La production des quatre plus grands champs existant dans le monde en termes de production - Ghawar (Arabie Saoudite), Cantarell (Mexique), Burgan (Koweit) et Daqing (Chine) - seraient donc tous en phase de déclin.

[modifier] Arabie Saoudite

Selon Matthew Simmons, qui a exercé un rôle d’expert auprès de la Task Force présidée par Dick Cheney (et supposée définir la politique énergétique des États-Unis), l’Arabie saoudite aurait également passé son pic en 2004. Si l'on peut donc encore douter de la validité du dépassement du pic pétrolier pour l'Arabie Saoudite, premier producteur mondial, nous devrons attendre quelques années avant d'avoir une réponse claire. Pour ce qui concerne le plus grand champ pétrolier de la planète, le gisement de Ghawar, plusieurs spécialistes estiment qu’il est proche du pic, même si les officiels le contestent.

[modifier] Koweit

Très récemment, le 12 novembre 2005, une nouvelle (publiée entre autres par AME Info et reprise par de nombreux médias dont Kuwaittimes.net) a stupéfié beaucoup d’experts : le champ de Burgan, situé au Koweït, 2e champ pétrolier de la planète par sa capacité a atteint son pic de production. Les experts pensaient extraire 2 Mbbl/jour pendant encore 30 à 40 ans, mais il plafonne désormais autour de 1,7 Mbbl/j malgré tous les efforts entrepris pour maintenir son débit initial.

[modifier] Mexique

Le complexe de Cantarell au Mexique a atteint son pic en 2006, selon les responsables de son exploitation amorçant ainsi le déclin de la production pétrolière mexicaine.

[modifier] Les nouvelles sources de pétrole

[modifier] Les découvertes de gisements pétroliers conventionnels

Le volume des découvertes de pétrole conventionnel décroit depuis les années 1970.
Le volume des découvertes de pétrole conventionnel décroit depuis les années 1970.

Le pétrole conventionnel (95 % de ce qui a été exploité jusqu’ici) est défini comme étant "le pétrole qui peut être produit dans des conditions techniques et économiques satisfaisantes". Rentrent dans cette catégorie les pétroles extraits depuis les terres émergées en (excluant les pétroles extra-lourds sables bitumineux, la récupération tertiaire sur les gisements de pétrole conventionnel...) et les pétroles extraits depuis des plateformes en mer (offshore) lorsque la profondeur est inférieure à 500 mètres. Au fur et mesure des progrès techniques de nouveaux types de gisements entrent dans cette catégorie.

Les découvertes de gisements pétroliers conventionnels ont atteint un pic dans les années 1970 : depuis cette date le volume de pétrole découvert chaque année est, en moyenne lissée, décroissant. Il est passé en dessous de celui de la production annuelle depuis le début des années 1980.

[modifier] Le pétrole "subconventionnel"

Grâce aux progrès techniques, certains gisements de pétrole très difficiles à exploiter, qualifiés par le géologue Alain Pérrodon de "pétrole subconventionnel", sont devenus exploitables depuis quelques années :

  • le pétrole extrait de gisements en "offshore profond" situés en mer jusqu'à 3 000 mètres de profondeur sont désormais exploitables grâce à la mise au point d'installations de production sous-marines automatisées. Les principaux gisements de ce type sont situés au large de l'Angola, du golfe du Mexique, du Nigéria et du Brésil. Une estimation datant de 2004 table sur un pic de production en 2012 avec un volume 6 millions de barils par jour (7% de la production quotidienne mondiale actuelle )[3].
  • le pétrole issu de gisements dit "polaires" situés dans l'Océan Arctique ou sur son pourtour dont l'exploitation est rendue difficile par la menace des icebergs et les conditions climatiques extrêmes. Certains de ces gisements sont déjà exploités depuis plusieurs années. Le potentiel global de cette région serait selon l'avis de certains géologues faible. Bien que les ressources de l'Antarctique soit protégées par traité , il est probable que la pression de la demande contribuera à assouplir cette position auquel cas le pétrole produit relèverait de la même catégorie que le pétrole Arctique.

La complexité technique de l'extraction du pétrole subconventionnel nécessite des moyens financiers et techniques gigantesques. L'entrée en production de ces gisements pourrait être plus tardive que prévue et donc ne pas assurer la relève partielle du pétrole conventionnel avant le pic pétrolier mondial.

[modifier] Le pétrole non conventionnel

L'apport passé et futur des différentes régions pétrolières et des pétroles non conventionnels selon l'ASPO (schéma datant de 2004)
L'apport passé et futur des différentes régions pétrolières et des pétroles non conventionnels selon l'ASPO (schéma datant de 2004)

Une partie des divergences qui existent entre les estimations des réserves mondiales, est liée à la mesure de l'apport du pétrole dit non "conventionnel".

Le pétrole non-conventionnel rassemble tous les pétroles qui ne sont pas produits par les techniques classiques de forage. Pour pouvoir être viable la production du pétrole non conventionnel doit faire face à plusieurs contraintes : coût, bilan énergétique négatif, dégâts écologiques, utilisation de ressources critiques (céréales).

Certains experts estiment que les quantités de pétrole non-conventionnel produites seront toujours secondaires, car l’exploitation de ces gisements, même si elle est possible, restera toujours difficile, lente et coûteuse. Elle présente aussi le handicap fondamental d'avoir une production nette d'énergie limitée ; l’extraction et la transformation de ces pétroles non conventionnels consomment une part significative de leur énergie (30 % dans le cas des sables bitumeux de l’Alberta). Pour les pétroles lourds et extra-lourds la pollution générée est beaucoup plus importante que pour le pétrole classique du fait du procédé d'extraction du fait des procédés d'extraction utilisés et parce que le pétrole extrait contient des métaux et du soufre en quantité.

[modifier] Les pétroles extra-lourds

On trouve des gisements de pétrole extra-lourds un peu partout sur la planète avec des volumes considérables. Les gisements les plus importants sont situés au Vénézuela et au Canada. La production qui tournait en 2007 aux alentours de 1,5 millions de barils /jours (moins de 2% de la production mondiale) devrait progressivement augmenter dans les prochaines décennies.

[modifier] Les sables bitumineux
Le gisement de sables bitumineux de l'Alberta est entré dans une phase d'exploitation à grande échelle
Le gisement de sables bitumineux de l'Alberta est entré dans une phase d'exploitation à grande échelle

Les deux plus importants sites de sables bitumineux sont situés au Canada (aux bord du lac Athabasca dans l'Alberta) et au Vénézuéla (sur les rives de l'Orénoque). Le pétrole contenu dans ces champs se présente sous forme de bitume, qu'il est possible de transformer en carburant.

La production à partir du gisement de l'Alberta est en pleine essor et a atteint 1 million de barils par jour en 2007. La production visée est de 2 millions de barils/jour en 2010 et de 4 millions en 2020. Mais le procédé nécessite une grande quantité de gaz, environ 30 m³ par baril produit. Pour atteindre les objectifs visés pour 2020, il faudrait utiliser la totalité de la production de gaz canadien (au détriment de la consommation industrielle et domestique) alors que la production de gaz canadien est aujourd'hui en déclin et les réserves seront épuisées d'ici 8 ans. Le palliatif envisagé serait de faire venir du gaz de l'Alaska mais on se heurte à des problèmes de coûts (construction du gazoduc) et le gisement visé ne permettrait de traiter que 3 millions de barils par jour. Il est également envisagé de construire une dizaine de centrales nucléaires pour suppléer à la pénurie de gaz, mais une fois la décision prise il faudrait attendre au moins une dizaine d'années avant que ces centrales entrent en service. [4].

Le pétrole extra-lourd exploité au Vénézuela est moins dense que celui du Canada. En 2005 il était produit environ 0,5 millions de barils/jour. Mais la situation perturbée du pays freine l'exploitation de ces gisements qui nécessitent énormément de capitaux et des techniques disponibles essentiellement en Amérique du Nord.

[modifier] Les schistes bitumineux

Les schistes bitumineux contiennent du kérogène, un précurseur du pétrole qui n'a pas achevé le cycle. Le kérogène peut être être converti en pétrole par pyrolyse. Mais les tentatives pour exploiter ces réserves qui remontent à plus d'un siècle restent restent aujourd'hui à l'état d'expériences pilotes. La seule utilisation à grande échelle des schistes bitumineux est son utilisation comme combustible dans les centrales thermiques d'Estonie (70 % de la production mondiale).[5]

les réserves mondiales de schiste bitumineux sont estimées à 2 600 milliards de barils de pétrole potentiellement exploitables (2 fois les réserves de pétrole conventionnel), dont la moitié aux Etats-Unis.[6]

[modifier] Le pétrole inexploitable avec la technologie actuelle

Le pétrole inexploitable avec la technologie actuelle : l'hydrate de méthane est du méthane piégé dans la glace. On le trouve en abondance au fond des océans et dans le pergélisol des régions continentales les plus froides (Sibérie, Nord du Canada). Les tentatives de mise en production se sont jusqu'à présent révélées infructueuses (trop grande dispersion des gisements). La mise en production pourrait par ailleurs libérer d'énormes quantités de méthane dans l'atmosphère contribuant au réchauffement rapide du climat (le méthane est 20 plus fois actif que le CO²)

[modifier] Les bio-carburants

Les bio-carburants tels que le biodiesel et le bioéthanol sont produits à partir de la la biomasse (déchets, céréales). En 2007 22 millions de tonnes de biodiesel et de bioéthanol ont été produits essentiellement par les Etats-Unis (12 Mt) et le Brésil (11Mt)[7]. La brutale accélération de la production du biocarburant au Etats Unis à partir du maïs a contribué à faire flamber le cours mondial des céréales et a prouvé que la contribution de cette filière comportait des risques pour la production alimentaire mondiale (Au brésil la production d'éthanol utilise des résidus de cannes à sucre et n'entre pas en conccurrence avec la filière alimentaire).

[modifier] La transformation du charbon et du gaz naturel

La transformation du charbon et du gaz naturel peut permettre de fournir de grandes quantités de pétrole non conventionnel.

[modifier] La récupération tertiaire sur les gisements de pétrole conventionnel

La récupération tertiaire du pétrole des gisements de pétrole conventionnel permet d'augmenter le taux de récupération des gisements existants. Elle fait partie des sources de pétrole non conventionnel selon la terminologie officielle. Selon le géologue Laherrère il ne faut pas attendre de volumes significatifs de cette technique.

[modifier] Estimation des réserves mondiales

L'estimation de la date du pic pétrolier repose sur la connaissance des réserves effectivement disponibles. Malgré la diminution globale des découvertes, les réserves déclarées par les pays producteurs se sont depuis une trentaine d'années maintenues à 40 ans de production : mais cette valeur constante, rassurante pour le futur, est en grande partie due aux déclarations initialement volontairement sous-évaluées de certains producteurs (OPEP, Etats-Unis) par rapport aux données techniques dont disposaient ces pays.

  • les milieux pétroliers n'ont pas normalisé les méthodes d'évaluation des réserves contenus dans les gisements. Les chiffres communiqués sont, selon les pays producteurs, parfois très éloignés des réserves effectives par ailleurs connues par les techniciens.
  • Les enjeux économiques pour les compagnies pétrolières et nationaux pour les pays producteurs amènent ces acteurs à fournir des chiffres qui ne correspondent pas à la réalité.
  • Il règne une confusion en partie entretenue par certains acteurs sur la nature de pétrole contenue dans les réserves. Selon le cas ceux-ci intégrent ou pas le pétrole non conventionnel alors que sa récupération suppose des avancées techniques incertaines à ce jour et que le bilan énergétique risque d'être nul ou négatif.

[modifier] Les différents types de réserves

Il existe différentes façons de calculer les réserves de pétrole mondiales.

L’estimation des réserves disponibles dans un gisement est faite lors de sa découverte : il s’agit au départ d'une estimation de géologues et d’ingénieurs. Ces réserves sont les réserves initiales, celles sur lesquelles on se base pour calculer le prix de vente du gisement, l’investissement nécessaire pour sa mise en exploitation, la valeur d’une entreprise. Ce premier type d'estimation est assez peu fiable, non en raison de l'avancement de la science, mais en raison des enjeux financiers : ainsi, en 1988, lors de la découverte du champ pétrolifère de Cusiana, en Colombie, la compagnie états-unienne Triton (aujourd'hui Amerada Hess) a estimé son potentiel à 3 milliards de barils, une quantité importante qui a fait remonter le cours de son action. Mais BP a fait une nouvelle estimation du gisement après avoir commencé d’extraire le brut à Cusiana : 1,5 milliard de barils. Des experts de l’ASPO pensent que ce gisement ne dépasse pas 800 millions de barils.

En partant des gisements découverts, on extrapole différentes valeurs sur les réserves restantes à découvrir :

  • la première, appelée réserves prouvées ou F95, est la quantité de pétrole qui sera exploitée avec les moyens actuels avec une probabilité de 95 % ;
  • la deuxième, appelée réserves probables ou F50, est la quantité de pétrole qui sera produite, mais avec une probabilité de 50 % ;
  • la troisième, appelée réserves possibles F5, est la quantité de pétrole très hypothétiquement produite, si le prix de vente augmente de façon à absorber les coûts d'extraction qui seront très élevés, avec une probabilité de 5 %.

Ainsi, pour l'Algérie, on a F95 égal à 1,7 milliards de tonnes, F50 évalué à 6,9 milliards de tonnes et F5 estimé à 16,3 milliards de tonnes (données publiées par l'United States Geology Survey, dont la mission est d'informer le ministère de l'Intérieur états-unien). Ces probabilités de découverte servent à juger de l'assise financière d'un pays ; mais les gouvernements comme les banques utilisent en général une valeur médiane des trois, soit 7,7 milliards de barils, qui a moins d'une chance sur deux d'être finalement découverte.

  • Les Etats-Unis déclarent des réserves de pétrole qui correspondent en fait aux seules réserves prouvées et celles-ci sont auditées. Aussi les réserves effectives croissent régulièrement, indépendemment de la découverte de nouveaux gisements, puisque viennent progressivement s'y ajouter les réserves probables.
  • Les membres de l'OPEP déclarent également officiellement leurs réserves prouvées mais sans qu'elles puissent être auditées. La forte croissance de ces réserves serait du, selon le géologue Laherrère, à l'incorporation progressive des réserves probables (donc de ce qui sera effectivement sorti).
  • La Russie (et l'Inde) déclarent la somme des réserves prouvées, probables et possibles ce qui conduit généralement à une surestimation de ce qui pourra être effectivement extrait.
  • Les autres pays fournissent comme volume de réserves les réserves prouvées et probables, ce qui se rapproche le plus de ce qui sera effectivement produit.

Le sujet est extrêmement sensible pour les pays pétroliers : ainsi en 2002, la Douma russe a voté une loi d’après laquelle révéler les réserves de gaz et de pétrole russe est un crime passible de 7 ans de prison.

[modifier] Des évaluations de réserves contestées

Les pays producteurs de l’OPEP ont décidé en 1985 d’indexer leur production sur leurs réserves. Ce qui était sage à l'époque, provoqua des relèvements des estimations à la hausse, afin d’obtenir des droits de production supérieurs. Ce relèvement permet également d’obtenir des prêts plus élevés et de meilleurs taux. C’est cette dernière raison qui explique le relèvement des réserves estimées de l'Irak en 1983, alors en guerre contre l'Iran. Le tableau des estimations suspectes, présent dans l'article Réserves pétrolières#Estimations suspectes de certains pays de l'OPEP, montre ces relèvements subits, il est résumé dans le tableau suivant.

Déclarations de réserves avec augmentations suspectes (en milliards de barils) d'après Colin Campbell, SunWorld, 80'-95
Année Abou Dabi Dubaï Iran Irak Koweït Arabie saoudite Venezuela
1980 28,00 1,40 58,00 31,00 65,40 163,35 17,87
1981 29,00 1,40 57,50 30,00 65,90 165,00 17,95
1982 30,60 1,27 57,00 29,70 64,48 164,60 20,30
1983 30,51 1,44 55,31 41,00 64,23 162,40 21,50
1984 30,40 1,44 51,00 43,00 63,90 166,00 24,85
1985 30,50 1,44 48,50 44,50 90,00 169,00 25,85
1986 31,00 1,40 47,88 44,11 89,77 168,80 25,59
1987 31,00 1,35 48,80 47,10 91,92 166,57 25,00
1988 92,21 4,00 92,85 100,00 91,92 166,98 56,30
1989 92,20 4,00 92,85 100,00 91,92 169,97 58,08
1990 92,20 4,00 93,00 100,00 95,00 258,00 59,00
1991 92,20 4,00 93,00 100,00 94,00 258,00 59,00
1992 92,20 4,00 93,00 100,00 94,00 258,00 62,70
2004 92,20 4,00 132,00 115,00 99,00 259,00 78,00

Le total des réserves déclarées est de 701 milliards de barils, dont 317,54 douteux.

On peut faire les commentaires suivants :

  1. tout d'abord, les pays producteurs affirment que les découvertes de nouveaux gisements, année après année, remplacent exactement ou presque exactement les quantités produites, puisque les réserves disponibles de ces pays ne varient quasiment pas d'une année sur l'autre. Par exemple, l'Arabie Saoudite extrait 3 milliards de barils par an, on devrait logiquement voir les réserves diminuer d'autant. De même, Abou Dabi déclare exactement 92,2 milliards de barils depuis 1988, alors qu'en 16 ans, 14 milliards en ont été sortis de terre. Une explication avancée est que les pays du Golfe incluent le pétrole déjà produit dans les "réserves".
  2. en l’absence de grandes découvertes les justifiant, les réserves annoncées par ces pays sont au moins à 45 % fausses, sauf à supposer que les chiffres étaient sous-évalués jusqu'aux années 1980 .
  3. on remarque clairement la surenchère entre pays : le Koweït s'étant attribué 90 milliards de barils de réserves, Abou Dabi et l'Iran ont répondu avec des chiffres très légèrement supérieurs, afin de se garantir un quota de production similaire. L'Irak a répliqué avec un chiffre arrondi à 100.

D'autres exemples incitent à une extrême vigilance sur les chiffres officiels des réserves :

  • en janvier 2006, la revue Petroleum Intelligence Weekly a déclaré que les réserves du Koweït étaient en fait égales à seulement 48 milliards de barils, dont seulement 24 "pleinement prouvés", s’appuyant sur des "fuites" de documents confidentiels koweïtiens. Il s'agit d'une division par deux du chiffre officiel, ce qui va encore plus loin que les allégations de l'ASPO. Il n'y a pas eu de démenti formel des autorités koweïtiennes.
  • la société Shell a annoncé le 9 janvier 2004 que 20 % de ses réserves devaient passer de prouvées à possibles (c'est-à-dire incertaines). Cette annonce a fait chuter le cours de l’action et valut à la société un procès, la valeur de la société ayant ainsi été frauduleusement surévaluée. Depuis, elle a de nouveau révisé ses réserves trois fois, les faisant diminuer à 10 133 millions de barils (contre 14 500 millions). Son président, Phil Watts, a dû démissionner.
  • Comme on le remarque dans le tableau ci-dessous, les réserves revendiquées par le Koweït avant et après la guerre du Golfe sont les mêmes, 94 milliards de barils, bien que les immenses incendies des puits déclenchés par les forces irakiennes avant de se retirer aient détruit environ 2 milliards de barils.
  • En 1970, l’Algérie, probablement sous l'influence russe, a augmenté ses « réserves prouvées », qui jusque-là se situaient aux alentours de 7-8 milliards de barils, pour les porter à 30 milliards. Deux ans plus tard, ce chiffre passe à 45 milliards. Puis les volontés politiques changent et, après 1974, le pays retourne à des chiffres inférieurs à 10 milliards de barils (fait rapporté par Jean Laherrère).
  • La Pemex (compagnie d’État du Mexique, qui a le monopole de l'extraction du pétrole dans le pays) a, en septembre 2002, revu ses réserves à la baisse de 53 %, passant de 26,8 à 12,6 milliards de barils. Peu après, elle les a relevés sensiblement, à 15,7.
  • Bien sûr, il existe aussi des exemples où les réserves sont sous-estimées. En 1993, les réserves de la Guinée équatoriale se limitaient à quelques gisements insignifiants ; l’Oil And Gas Journal les estimait à 12 millions de barils. Deux gisements géants et plusieurs de taille moindre ont été découverts par la suite, mais la valeur annoncée resta inchangée jusqu’en 2003. En 2002, le pays avait toujours 12 millions de barils de réserves d’après le journal, alors qu'il produisit 85 millions de barils dans l'année ! De même, les réserves de l’Angola sont restées à 5,421 milliards de barils (quatre chiffres significatifs, ce qui donne l’impression d’une très grande précision) de 1994 à 2003, malgré la découverte de 38 nouveaux gisements de plus de 100 millions de barils chacun.

Notons enfin que la définition des réserves prouvées change selon les pays. Ainsi, aux États-Unis, la règle est de ne classer comme prouvées que les réserves qui sont en communication avec un puits en production. C'est donc une définition prudente, mais elle a pour effet que l'on peut accroître les réserves en forant un nouveau puits dans un gisement connu depuis des décennies. À l’inverse, l'Arabie saoudite classe en réserves prouvées les gisements encore inexploités. Quant au Venezuela, il semble qu'il inclut dans ses réserves une partie des pétroles non conventionnels (bitumes) de l'Orénoque.

[modifier] Liste des pays qui ont déjà atteint le pic

La Pennsylvanie fut le premier territoire à atteindre son pic de production en 1891. Le premier pays serait la Pologne en 1909 selon certaines sources, mais le sujet est peu documenté. Les États-Unis furent en tout cas le premier producteur Majeur à franchir le pic en 1971, donnant raison à King Hubbert, malgré les dénégations de l'USGS. La liste des pays qui ont déjà franchi le pic suit. Bien sûr, il est possible que certains d'entre eux voient leur production rebondir et franchir un deuxième pic plus tard, mais ce n'est vraiment probable que pour les petits producteurs ayant encore des régions significatives à explorer, cela n'a par exemple aucune chance d'arriver pour la Grande-Bretagne. Il peut aussi être intéressant de suivre les pics par groupes de pays. L'OCDE a atteint son pic en 1997, à 21.1 Mbbls/j, et perdu près de 10% de sa production depuis. L'ensemble des pays non-OPEP et non-ex-URSS (ce qui inclut l'OCDE) semble avoir atteint le pic en 2002.

Le tableau présent dans l'article Réserves pétrolières#Réserves pétrolières par pays, signale les pays ayant apparemment franchi leur pic ; parmi les plus importants, on peut signaler États-Unis, Royaume-Uni, Canada, Mexique, Pays-Bas, Venezuela.

Pétrole classique (léger, lourd, profond, polaire) Autres réserves d'hydrocarbures Notes
Pays Pic des découvertes de pétrole Pic de la production de pétrole Mi-point de l'épuisement du pétrole Pic du gaz naturel Pic du charbon Pic des sable bitumeux, shale
Amérique du Nord
Canada 1958 1973 1988 2002 Importance du pétrole extra-lourd
États-Unis 1930 1971 2003 1974 Cas d'école du peak oil, King Hubbert
Mexique 1977 2003 1999 En phase de plateau, début de déclin a priori très rapide
Amérique du Sud
Argentine 1960 1998 1994 2004
Colombie 1992 1999 1999
Venezuela 1 1941 1970 2003 Importance du pétrole extra-lourd
Chili 1960 1982 1979 ~1980
Équateur ² 1969 2004 2007
Pérou 1861 1983 1988
Trinidad 1969 1978 1983
Europe
Albanie 1928 1983 1986
Autriche 1947 1955 1970
Croatie 1950 1988 1987
Danemark 1971 2002 2004
France 1958 1988 1987 1978
Allemagne 1952 1966 1977 1979
Hongrie 1964 1987 1987
Italie 1981 1997 2005 1994
Pays-Bas 1980 1987 1991 1976 Production de gaz réglementée
Norvège 1979 2003 2003
Roumanie 1857 1976 1970 1982 Fut le premier pays producteur
Ukraine 1962 1970 1984 avt 85
Royaume-Uni 1974 1999 1998 2000 Offshore, déclin très rapide
Afrique
Cameroun 1977 1986 1994
Rép. Congo 1984 2001 2000 2e pic possible grâce à l'offshore lointain
Égypte 1965 1995 2007
Gabon ² 1985 1996 1997
Libye 1 1961 1970 2011
Tunisie 1971 1981 1998
Moyen-Orient
Bahreïn 1932 1970 1977
Oman 1962 2001 2003
Qatar 1 1940 2004 1998 Immenses réserves de gaz
Syrie 1966 1995 1998
Yémen 1978 1999 2003
Eurasie et Asie centrale
Turquie 1969 1991 1992
Ouzbékistan 1992 1998 2008
Reste de l'Asie
Brunei 1929 1978 1989 2003 ?
Chine 1953 2003 2003
Inde 1974 2004 2003
Indonésie 1 1955 1977 1992 Pic secondaire en 1996
Malaisie 1973 2004 2002 En phase de plateau
Pakistan 1983 1992 2001
Thaïlande 1981 2005 ? 2008
Océanie
PNG 1987 1993 2007
Australie 1967 2000 2000 Déclin très rapide
Nlle-Zélande 1997 2001 Pénurie de gaz, crise économique

Données issues de [2] et du rapport annuel du British Petroleum Energy.
1 membre de l'Opep. Ces pays ont connu un pic "artificiel" avec l'établissement du quota, mais la plupart ne pourront jamais rejoindre les chiffres de production de cette époque. Il en va de même pour quelques pays non-Opep comme Brunei et Trinidad, qui eux aussi ont volontairement restreint leur production dans les années 70.
² anciens membres de l'Opep.

[modifier] Les acteurs du débat et leurs avis

Les courbes de la production selon les différents acteurs (prévisions de 2005)

[modifier] L'Agence internationale de l'énergie (AIE)

L'Agence internationale de l'énergie est une organisation destinée à coordonner les politiques énergétiques des pays occidentaux industrialisés. Créée en 1974 à l'initiative des Etats-Unis à la suite du premier choc pétrolier, elle supervise le dispositif permettant de pallier une pénurie temporaire et coordonne les politiques énergétiques de ses membres. L'AIE fait partie des acteurs "optimistes" : elle nie l'existence d'un pic pétrolier. Fin 2007 l'AIE a toutefois reconnu que, à l'horizon 2015, le déclin des gisements aujourd'hui en production (- 23,9 millions de barils/jour) et la croissance de la consommation de pétrole en Chine et en Inde (+13,6 millions de barils/jour) imposait un rythme de croissance de la production pétrolière qui serait difficile à tenir (+37,5 millions de barils/jour). Compte tenu des projets en cours de développement il manquerait à cette date 12,5 millions de barils/jour pour faire face à la demande si de nouveaux gisements et des mesures d'économie d'énergie n'étaient pas prises.[8]

[modifier] Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO)

L'Association for the Study of Peak Oil and Gas c'est à dire l'association pour l'étude du pic pétrolier et gazier rassemble des spécialistes du pétrole et du monde de l'énergie dont plusieurs géologues ayant occupé des postes de responsabilité dans les compagnies pétrolières internationales. L'association présidée par Colin Campbell a été fondée pour alerter les décideurs et l'opinion public de l'imminence du pic pétrolier. Elle préconise des mesures économiques rapides incluant la reconversion vers des énergies alternatives pour éviter un effondrement économique. L'ASPO est le porte-parole des "pessimistes" : selon son analyse, les prévisions de production sont surévaluées pour des raisons à la fois boursières et politiques. Début 2008, l'ASPO prévoit un pic pétrolier vers 2010 et un pic gazier vers 2020.

[modifier] L'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP)

L'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) rassemble une grande partie des pays exportateurs de pétrole. Son objectif principal est de coordonner les politiques de production de ses membres en fixant des quotas, afin de maintenir le cours du pétrole. Certains pays exportateurs ne font pas partie de l'organisation : il s'agit de la Russie, la Norvège, le Mexique, le Canada et le Soudan.

[modifier] Les compagnies pétrolières internationales

[modifier] Les compagnies pétrolières nationales

[modifier] Avis d'experts

Le 11 février 2006, Kenneth Deffeyes, professeur à l'Université de Princeton et expert pétrolier ayant travaillé entre autres pour Shell, (en) annonce[9] que pour lui le pic pétrolier a été atteint le 16 décembre 2005 avec 1006,5 milliards de barils produits depuis le début de l'ère du pétrole.

Le saoudien Sadad Al-Husseini, ancien responsable de l'exploration à la Saudi Aramco, a apporté [10] son propre point de vue : pour lui la production de pétrole a atteint son maximum, et jusqu'en 2020 environ la production restera à peu près stable. Après cette date, il pronostique une baisse assez forte de la production. Il estime également que les réserves mondiales sont surestimées d'environ 300 milliards de barils (soit dix ans de production) et que les grands gisements du moyen orient ont déjà livré 41% de leurs réserves initiales (jusque mi-2007). Ces estimations sont proches de celles fournies depuis plusieurs années par l'ASPO mais leur confirmation par une personnalité ayant exercé des fonctions dirigeantes au sein de la compagnie nationale saoudienne constitue une première.

[modifier] Conclusion

En 2006, la production journalière de pétrole est de l'ordre de 85 millions de barils. Alors que certains (comme M. Deffeyes ci-dessus) considèrent que le pic de production mondial a été atteint, d'autres considèrent qu'il sera atteint dans la décennie 2010 ou 2020, pour des valeurs variant de 100 à 120 millions de barils par jour ; ces variations considérables s'expliquent par :

  • les inconnues sur les réserves connues et à découvrir décrites ci-dessus
  • les inconnues sur le pourcentage de récupération que nous atteindrons
  • les inconnues sur le pétrole dit "non conventionnel"

Enfin, la date exacte dépend non seulement de la quantité totale de pétrole existant sur la planète, mais de la vitesse à laquelle nous allons le consommer : les solutions de remplacement, au fur et à mesure de leur mise en place, déformeront la courbe de Hubbert.

En France, le pic de consommation pétrolière a été atteint en 1976.

Les prémices de la pensée sur le pic pétrolier, à savoir, il s'agit d'une ressource limitée, dont nous allons manquer à échéance, ne sont plus remises en cause à l'heure actuelle ; en revanche, de nombreux points, comme la date exacte du pic, son observabilité, la capacité de cette théorie à fournir des chiffres fiables continuent d'être critiqués. La discussion s'est déplacée vers les conséquences, économiques et sociales, du pic ; les tenants de cette théorie auront eu l'avantage d'attirer l'attention du public sur les mutations inévitables consécutives à l'épuisement du pétrole conventionnel.

Évolution de la production mondiale de pétrole (en Mb/j)[11]
2001 2002 2003 2004 2005 2006
77,7 77,7 (=) 79,2 (+1,93 %) 82,1 (+3,7 %) 83,2 (+1,3 %) 84,8 (+1,9 %)(estimation)

[modifier] Conséquences sur l'économie

Icône de détail Article détaillé : Dépendance au pétrole.

La prise de conscience du pic pétrolier et surtout de l'avènement global de la période décroissante de la courbe, celle de la déplétion, impose une redéfinition généralisée du mode de vie induit par la période qui s'achève, où le pétrole était une ressource naturelle bon marché et constamment disponible par rapport aux besoins.

Les plus pessimistes considèrent qu'il y aura trois crises successives qui seront les chocs géologique (prise de conscience de la finitude des réserves), économique (fin du pétrole bon marché) puis sociale (reconversion nécessaire pour résoudre la dépendance au pétrole dans les modes de vie).

[modifier] Citations

  • « Demandez à un cadre dirigeant du monde pétrolier dans combien de temps les 2 milliards d'indiens et de chinois vivront comme un français actuel. Avant toute réponse, vous obtiendrez un grand éclat de rire. » Jean-Marc Jancovici[12]
  • « Si on n’augmente pas le prix de l’énergie, on se dirige droit vers une dictature. » Marcel Boiteux, directeur de L'EDF de 1967 à 1987.[13]

[modifier] Annexes

[modifier] Bibliographie

[modifier] Livres

[modifier] Articles

[modifier] Articles connexes

[modifier] Vidéos

[modifier] Liens externes

Film

[modifier] Notes et références

  1. Laherrère 2006
  2. M King Hubbert. Nuclear energy and the fossil fuels, 1956
  3. La vie après le pétrole de Jean-Luc Wingert (2007) Ed. Autrement/Frontières ISBN 978-2-7467-0605
  4. [1]
  5. http://ec.europa.eu/research/energy/pdf/synergy_vol2_en.pdf Non-Nuclear Energy Research in Europe – A comparative study. Country Reports A – I. Volume 2 Commission Européenne. Direction générale de la Recherche]
  6. (en) Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2006.
  7. Rapport juin 2008 sur les énergies renouvellables de British Petroleum
  8. Compte rendu de la présentation du rapport 2007 de l'AIE
  9. Voir ici.
  10. La production d'or noir n'augmentera plus, selon l'ex-n°2 du pétrole saoudien Le Monde, 16 Novembre 2007
  11. Nicolas Sarkis. L’accroissement des besoins pétroliers augmente les risques de conflits. article paru dans Géopolitique. Énergies : quel futur ?, no 93, janvier 2006, p. 30-65
  12. "Le plein s'il vous plaît !"
  13. LA TAXE CARBONE, SVP
  14. Le monde n'est pas près de manquer de pétrole : Grand angle avec Daniel Yergin, spécialiste américain de l'énergie, Les Echos, 14 novembre 2007