Di sak na pou di

Vers la fin du pétrole ?

Bruno Bourgeon / 22 novembre 2019

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1. Dans son dernier rapport paru fin 2018, l’AIE (Agence Internationale de l’Energie) confirme que la production mondiale de pétrole conventionnel (près des 3/4 de la production totale de pétrole) « a franchi un pic en 2008 à 69 millions de barils par jour (Mb/j), et a décliné depuis d’un peu plus de 2,5 Mb/j ». L’industrie pétrolière s’est adaptée pour fournir des quantités croissantes de produits pétroliers en recourant à la production de pétrole non conventionnel. Le pétrole non conventionnel comprend notamment les condensats obtenus de la production de gaz naturel, les pétroles bruts extra-lourds dont les ressources sont considérables au Canada (sables bitumineux de l’Athabasca) et au Venezuela (sables bitumineux de la ceinture de l’Orénoque), et enfin le « pétrole de schiste » qui se trouve dans des roches très peu perméables mais qui n’est guère développé hors USA.

2. Dans ce même rapport, le risque de resserrement de l’offre est particulièrement prégnant pour le pétrole. Ces trois dernières années, le nombre moyen de nouveaux projets approuvés de production de pétrole conventionnel ne représente que la moitié du volume nécessaire pour équilibrer le marché jusqu’en 2025. Il est peu probable que le pétrole de schiste prenne le relais à lui seul. Les projections prévoient déjà un doublement de l’offre de pétrole de schiste américain d’ici 2025, mais celle-ci devrait plus que tripler pour compenser le manque persistant de nouveaux projets classiques. En d’autres termes, si l’offre de pétrole de schistes ne triple pas aux USA, on aura atteint le pic de production. L’AIE extrapole bien les tendances en cours mais ses prédictions peuvent être prises en défaut quand la structure du marché pétrolier mondial change fortement. Sur le court terme le pétrole de schiste participe à la production mondiale pour quelques %, mais s’il y a de vraies tensions sur les approvisionnements, le cours du brut remontera fortement, ce qui déclenchera un tassement de la demande et une reprise des investissements pour mettre en production des ressources moins rentables (gisements de pétrole conventionnel en mer profonde, pétroles extra-lourds). Mais ces cycles sont longs : plusieurs années.

3. Et la production de pétrole de schiste, loin de tripler, a cessé de croître. La productivité stagne, la majorité des sociétés perdent de l’argent… Beaucoup d’analystes commencent à être inquiets. Certains pensent, ou veulent croire, qu’une troisième vague de pétrole de schiste va arriver grâce à de nouvelles techniques de récupération, mais rien n’est sûr. C’est la principale source d’incertitude, et elle est importante. Mais ça ne change rien sur le fond : un jour ou l’autre, les réserves vont passer un pic. C’est mathématique. Oui mais la rentabilité du pétrole de schiste est faible…car le prix du pétrole est très bas ! Une remontée des prix du pétrole au niveau des années 2005-2014 rendrait rentables de nombreux projets de développement de gisements de pétrole indépendamment du pétrole de schiste. Or les réserves prouvées sont les quantités de pétrole qu’on sait produire économiquement avec les technologies disponibles et avec les connaissances du sous-sol. Si le prix augmente, une partie des gisements devient rentable et cela fait remonter le volume des réserves. De même l’amélioration des techniques de récupération et l’acquisition de nouvelles données (géophysique, forages) contribuent à augmenter les réserves.

4. Les Russes ont fait savoir qu’ils atteindront leur pic de production en 2021 ; Le patron d’Aramco (Arabie Saoudite) prévoit un risque d’effondrement de la production prochainement. Le patron de Total, de son côté, prévoit des problèmes d’approvisionnement dès 2020. On peut penser qu’ils forcent le trait pour qu’il y ait plus d’investissements ou faire monter les cours. La réalité est qu’en 2018 la production est à son niveau maximum en Arabie Saoudite et en Russie. Pour le pétrole, le rapport réserves/production est de 25 ans pour la Russie et de 66 ans pour l’Arabie Saoudite : il peut y avoir une tension sur les approvisionnements. Il est faux d’inclure l’Arabie Saoudite parmi les pays qui cherchent la hausse des cours car ses dirigeants sont plutôt inquiets des conséquences qu’aurait le maintien pendant plusieurs années d’un prix du pétrole élevé : concurrence des pétroles non conventionnels chez les autres pays producteurs, accélération du développement des énergies renouvelables et des économies d’énergie dans les pays de l’OCDE.

5. Le rythme de découverte de nouveaux réservoirs est faible parce que les géologues pétroliers ont travaillé depuis un siècle pour les recenser et les régions où l’industrie peut encore trouver de nouveaux gisements se réduisent ; les investissements en exploration ont baissé de plus de 50 % en 2015-2016 et cela ralentit les découvertes. Certaines découvertes ne sont pas encore comptées à 100 % dans les réserves prouvées. Par exemple, le gisement géant de Lula au large du Brésil. Idem pour les ressources de pétrole extra-lourd du Canada et du Venezuela, dont les quantités dépassent en volume les réserves connues de pétrole conventionnel de la planète. A l’avenir, une réévaluation des perspectives de production de ces deux pays est plus que probable, et cela aura un impact sur les réserves mondiales.

6. Du coup, on voit de plus en plus de projection avec un pic de production « tout liquide » vers 2025 – 2030. Actuellement l’essentiel de la production à l’échelle mondiale provient de la récupération primaire (injection d’eau pour maintenir la pression dans le gisement) et l’on ne récupère ainsi, en moyenne, que 35 % du pétrole qui se trouve dans les réservoirs. Diverses techniques de récupération secondaire ou tertiaire existent pour extraire une partie significative des 65 % résiduels (injection de gaz, de produits chimiques, de vapeur…). Plus coûteuses, ces techniques sont peu utilisées aujourd’hui mais l’industrie pétrolière ne manquera pas d’y recourir si le cours du pétrole et la législation l’y autorisent.

7. Notez que le pic de production du gaz arrive quelques années après. En Europe, il est passé, et du coup on en importe de plus en plus (c’est pour cette raison qu’on construit des terminaux méthaniers, des gazoducs). Pour combien de temps ? Pour le gaz naturel le rapport réserves/production était de 51 ans à fin 2018 à l’échelle mondiale. L’effondrement n’est pas pour demain, c’est un processus qui va donc s’étaler sur plus d’un demi – siècle. Cela dit il serait bon que la planète gaspille moins cette ressource. La France peut aussi produire davantage de biogaz (retard sur l’Allemagne = un facteur 10), qui peut se substituer au gaz naturel sans nécessiter de nouvelles infrastructures.

8. L’Algérie est un pays dont la production décline progressivement avec quelques soubresauts depuis 10 ans : ce n’est pas un effondrement brutal. Comme souvent en matière de pétrole, la géopolitique joue un rôle important : la baisse de production récente en Algérie est en partie due aux risques d’incursions armées dans les régions pétrolières du Sahara, qui empêchent des opérations à proximité de la frontière libyenne notamment. Les réserves pétrolières de l’Algérie ont d’ailleurs augmenté de 11,3 à 12,2 milliards de barils entre 2008 et 2018. Les réserves de gaz naturel du pays sont restées stables à 4,3 trillions de m3 sur la même période (47 années de production). Le cas du Venezuela est aussi lié à la géopolitique : les quantités de pétrole présentes dans le sous-sol de ce pays sont considérables. Les réserves sont estimées à plus de 500 (cinq cents !) années de production. C’est la désorganisation du Venezuela qui empêche la production de son pétrole et non l’inverse : depuis l’élection de Chavez en 1998, les compagnies internationales ont quitté le pays, des milliers de travailleurs de la compagnie nationale ont été licenciés et beaucoup se sont expatriés. La chute de production vénézuélienne, résultat de cette pénurie de compétences et du départ des investisseurs, est d’autant plus marquée que les pétroles extra-lourds de son sous-sol exigent des technologies délicates (injection de vapeur, exploitation à découvert, pré-raffinage…). Ces technologies sont pourtant économiques, comme le prouve l’exemple du Canada qui jouit de ressources comparables en pétroles extra-lourds et qui a augmenté régulièrement sa production avec un ratio réserves/production de plus de 80 ans. Pour conclure sur l’exemple du Venezuela, il n’est pas exclu que les USA, dont la politique étrangère est souvent influencée par des motivations pétrolières, cherchent à déstabiliser le pays pour permettre le retour des compagnies nord-américaines et accéder ainsi à ses énormes ressources.

9. Même si le pic de production de pétrole est après 2030, il se peut tout de même qu’on ait de sérieux problèmes avant. Il y a les EROI qui deviennent de plus en plus faibles. Il y aura peut-être des tensions sur le marché pétrolier avant 2030 mais les raisons n’en seront pas forcément la pénurie. Les causes : 1°) les troubles politiques qui freinent la production dans plusieurs pays producteurs : Venezuela, Iran (embargo US), entre autres ; 2°) le délai de plusieurs années entre l’investissement dans de nouvelles capacités de production et la mise sur le marché des produits pétroliers. Pour ce qui est de l’indicateur EROI (Energy Return On Investment), la dépense énergétique est effectivement plus élevée quand on produit des pétroles non conventionnels. Cela dit l’énergie nette reste largement positive, même dans le cas des bruts extra-lourds – autrement leur exploitation dans l’Ouest Canadien ne serait pas économique aujourd’hui -. Leur EROI est de l’ordre de 70 %. Par comparaison, l’EROI de la production d’hydrogène par électrolyse est de l’ordre de 20 % (32 % de rendement de transformation de chaleur en électricité x 75 % de rendement de l’électrolyse x 90 % de rendement de compression). Mais elle n’est pas encore fiable.

10. Le pétrole représente 40 % de l’énergie consommée en Europe, et la moitié des émissions de CO2. Face aux USA et à la Chine, il n’est pas évident que nous continuerons à pouvoir nous approvisionner en pétrole (et en gaz) quand les tensions se feront plus importantes. Or il est possible de réduire fortement notre consommation de produits pétroliers en 10-20 ans sans changer drastiquement notre mode de vie : utilisation de véhicules moins lourds et moins motorisés, véhicules hybrides rechargeables en ville, réduction à 100 km/h de la vitesse maxi sur autoroute, taxation du kérosène d’aviation et du gazole marine à l’égal de l’essence, moteurs au gaz naturel ou au biogaz, substitution du fioul et du gaz naturel dans le chauffage des logements, transports en commun moins chers, réseaux de pistes cyclables continus et sûrs, covoiturage,… Si les tensions deviennent importantes au point d’augmenter fortement les prix, la consommation diminuera significativement comme on l’a constaté lors du troisième choc pétrolier (2008-2010). Le gaz naturel est moins sujet à fluctuations, l’approvisionnement reposant souvent sur des contrats à long terme.

11. Les projections de l’AIE sont en partie fausses : méconnaissance des fondamentaux de l’exploration et de la production pétrolières, des possibilités de transformation chimique déjà utilisées, de la définition des réserves et de leur évolution, du rôle de la géopolitique, des ressorts et des constantes de temps des investissements… On ne peut exclure une crise économique et une récession liées à un pétrole cher dans la prochaine décennie, et une reprise de la hausse de la production avec baisse des prix ultérieure. Il y a assez de pétrole pour cela dans le sous-sol. Cette oscillation s’est déjà produite pendant les années 2006-2014. Les usages du pétrole étant difficiles à substituer efficacement dans les transports, la principale possibilité pour diminuer les émissions de CO2 associées est de réduire notre exigence de mobilité.

Bruno Bourgeon, porte-parole d’AID

https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2019-full-report.pdf

https://www.lemonde.fr/blog/petrole/2019/02/04/pic-petrolier-probable-dici-a-2025-selon-lagence-internationale-de-lenergie/