Communiqué d’ASPO France

La récente publication sur le site Slate d’un article « Claude Allègre : nous ne manquerons pas de pétrole » amène l'ASPO France à faire plusieurs mises au point.

Les réserves de pétrole sont, bien sûr, un sujet sérieux. L'économie mondiale est étroitement liée à son approvisionnement en énergie primaire et le pétrole en constitue la part la plus importante (4,1 Gtep pour 12 Gtep d'après l'Agence Internationale de l'Energie AIE en 2007 ; tep : tonne équivalent pétrole, G : milliard. M : million). Plus de la moitié du pétrole est consacrée aux transports, en général totalement dépendants de ce liquide.

L'estimation des réserves d'un champ, point de départ pour une estimation au niveau d'un bassin ou d'un pays, est un exercice intrinsèquement difficile. Elle dépend de la mesure, entachée de grandes incertitudes, des caractéristiques des roches réservoirs et de leurs fluides. Il en résulte une gamme de réserves pour un champ. En principe cette gamme s'accompagne d'une distribution de probabilité des réserves. Mais il est tentant d'indiquer une valeur de réserve suivant des critères qui ont peu à voir avec ces caractéristiques, que les compagnies soient capitalisées par actions ou soient nationales. Les détails techniques sont au mieux partiellement dévoilés, et en général peu compréhensibles pour un non spécialiste.
Les déclarations des réserves des grandes sociétés cotées sur les bourses sont en effet bien encadrées par des règlements financiers. Mais ces règles financières peuvent être tellement contraignantes, c'est surtout le cas de celles des marchés aux Etats-Unis, qu'elles amènent à sous-estimer les réserves réelles, du moins au début de l'exploitation d'un champ. Ces règles vont être changées en 2010.
Les réserves des sociétés nationales sont en général mal connues, encore que les sociétés mexicaine Pemex et brésilienne Petrobras jouent une transparence exemplaire de ce côté là, ainsi que le révèle leur site internet. Mais contrairement à ce que certains semblent insinuer leur montant est plutôt optimiste, en particulier en raison de règles de l'OPEP qui indexent les quotas de production sur les réserves. Ainsi à la fin des années 80 quand ces règles ont été proposées les réserves prouvées de l'OPEP ont bondi d'environ 300 Gb, comme le montrent les valeurs rapportées annuellement par des sociétés comme British Petroleum ou Oil&Gas Journal, sans qu'aucune découverte notable n'ait été reportée. D'après ces sociétés les réserves mondiales de pétrole sont estimée à environ 1250 Gb (b pour baril = 160 litres).

Rappelons que le maximum de production, non du à des facteurs politiques comme dans les années 70, n'est pas simplement un « exercice pour spécialiste» mais une réalité dans un certain nombre de provinces pétrolières. En particulier les pays de la mer du Nord ont connu leur maximum de production pétrolière en 2000 malgré tous les moyen techniques mis en oeuvre et le cadre libéral de l'activité industrielle. Le déclin s'est poursuivi alors que les prix du baril étaient au plus haut. Le maximum mondial se situerait pour les pessimistes non pas en 2030, mais soit en 2005 (en valeur annuelle) ou 2008 (en valeur mensuelle), soit avec un plateau ondulé de 2005 à 2015-2020. Vu la faible influence que les prix élevés ont eue sur la production depuis 2004, et les déclins importants sur les champs en exploitation (voir le rapport annuel de l'AIE en 2008 World Energy Outlook 2008), il n'est pas exclu que ce maximum de production ait été déjà atteint.

Oui, de récentes découvertes dans les offshores profonds de l'Atlantique, plus particulièrement au large du Brésil avec un nouveau thème pétrolier sous la couche de sel, apparaissent importantes. Mais les experts les plus compétents estiment, compte-tenu des difficultés et des coûts de leur exploitation qu’elles devraient seulement atténuer le déclin programmé de la production mondiale. Pour la mise en production de ce thème pétrolier Petrobras prévoit un investissement de 100 G$ jusqu'en 2020 avec une production que atteindrait 1,8 Mb/j à cette date (présentation de Formigli J. cadre exécutif de Petrobras en mai 2009 à l'Offshore Technology Conference). Ce calendrier sera respecté si tout se passe bien. Mais l'expérience sur des projets aussi nouveaux, comme le champ Kashagan en mer Caspienne (retard de 7 ans, doublement du budget initial), montre que retards et dépassements de budget sont plutôt la règle.
Les gisements sibériens, que cela soit à terre ou en mer dans la zone arctique, ne correspondent pas à des découvertes récentes. Après l'exploitation des bassins les plus accessibles et le plus prolifiques comme le bassin de Sibérie occidentale, les industriels sont amenés à se tourner vers les bassins mis de côté en raison de leurs difficultés comme celui de Sibérie orientale ou ceux d'arctique.
Oui, les ressources arctiques paraissent fort riches, mais plus en gaz qu’en pétrole.
Il faut aussi relativiser les chiffres de réserves et de production. La production, ou consommation, mondiale d'hydrocarbures liquides est d'environ 85 Mb/j, ou 31 Gb/an, sachant que chaque année, il faut mettre en production 4 à 5 Mb/j de nouveaux gisements seulement pour compenser le déclin des gisements existants. De plus le nouveau thème pétrolier au large du Brésil représenterait un total entre 40 et 50 Gb en pétrole et gaz (en équivalent énergétique). Cela ne correspond en rien à des richesses d'ordre « moyenne orientale », environ 800 Gb de pétrole découverts sur la zone du golfe Persique.

Non, ce ne sont pas les schistes bitumineux (« oil shale »), mais les « shale oil » qui ont révélé d’indiscutables succès aux Etats-Unis, et plus en gaz non conventionnel qu’en pétrole (« shale gas »). Les subtilités d’une terminologie nouvelle abusent facilement un non professionnel, au risque de graves confusions. Cela provient aussi d'une mauvaise traduction puisque les « oil shale » ne sont pas des schistes et ne contiennent pas du bitume mais du kérogène. Rappelons qu'ils représentent des roches mères non matures qui n'ont pas encore généré de pétrole (comme les « schistes »d’Autun exploités en France de 1835 à 1957) et dont l’exploitation industrielle nécessite des procédés non encore au point et l’apport d'énergie extérieure, alors que les « shale oil ou gas» sont des roches mères accomplies matures, qui ont généré des hydrocarbures dont une partie a été expulsée. La maîtrise progressive des forages horizontaux et des fracturations hydrauliques rend aujourd’hui exploitables dans certains cas favorables ce type de gisement. Cependant, la production et le volume de réserves drainées par chacun des puits sont 1 à 2 ordres de grandeur inférieurs à ceux des puits des gisements classiques.

En ce qui concerne les sables bitumineux le regroupement est un peu schématique. Il existe des différences, ne serait ce que dans les procédés d'exploitation et dans leur coût de revient, entre les sables asphaltiques d'Alberta au Canada, contenant un bitume pâteux, et les pétroles extra lourds de la ceinture de l'Orénoque au Venezuela, très visqueux mais liquides. Ces gisements sont connus depuis longtemps mais leur mise en exploitation n'a été possible que grâce aux progrès techniques. Les premiers ont commencé à être développés dès 1968 tandis que la production des seconds n'a débuté que dans les années 90 quand le prix du baril n'était que de 20 $ en moyenne. Par ailleurs, les prix ont plus d'influence sur les prises de décision pour démarrer de nouveaux projets que sur les sites déjà en production. Il ne faut pas s'attendre à de grands bouleversements ni dans un sens ni dans l'autre. La production de ces deux régions représente moins de 2 Mb/j et croît lentement.
Il est vrai que l'exploitation des sables par extraction minière est particulièrement polluante et consommatrice d'énergie. Cependant se développent aussi des techniques d'extraction in situ, représentant déjà la moitié de la production, et qui évitent une grande partie des points noirs.

Quant au pic de la demande il est le résultat des prix élevés du pétrole jusqu'en juillet 2008, et des crises financière et économique récentes. Les prix élevés découlent de l'insatisfaction de la demande en particulier celle forte des pays émergents, demande toujours présente et croissante, par une production anémique. Certes les spéculateurs jouent un rôle dans la variation des prix mais plus un rôle d'opportunisme et à court terme que moteur et de long terme.
Il est tout à fait souhaitable de développer les économie d'énergie et les alternatives au pétrole, mais cette évolution prend du temps et elle est tout juste amorcée (en 2008 plus de 70 millions de véhicules thermiques à 4 roues pour la route ont été construits pour moins de 1000 électriques).

La crise actuelle et la baisse relative de la demande dans les pays développés ne doivent pas nous masquer la réalité de la situation. Une reprise de l'économie et celle de la demande pétrolière pourraient se heurter rapidement à une production trop limitée.