Pic pétrolier

Le pic pétrolier (peak oil en anglais) désigne le sommet de la courbe de production d’un bassin pétrolier ou d’une zone pétrolifère. Par extension, ce terme fait référence au moment où la production mondiale plafonne en volume avant de commencer à décliner.

Pour rappel, le pétrole est une ressource fossile provenant de la décomposition de matières organiques au fur et à mesure de leur enfouissement dans la croûte terrestre pendant des millions d’années. Au cours de ce processus, une partie de ce pétrole (en moyenne 65%) s’infiltre dans des roches réservoirs, roches poreuses le long duquel le pétrole remonte vers la surface, comme le gaz naturel (les hydrocarbures n'ayant pas migré restent piégés dans la roche-mère, très peu perméable, où ils se sont formés).

La prévision du pic pétrolier est un exercice auquel se livrent les experts depuis une soixantaine d’années.

La migration du pétrole brut vers la surface peut être arrêtée par une formation géologique imperméable (« roche-couverture »). Se forment alors des gisements où l’extraction du pétrole est initialement aisée (mais dont le coût croît rapidement dès que l’on s’approche de ses limites). La décision de prolonger, de cesser ou de reprendre l’exploitation dépend dans ce cas étroitement du prix du baril. Ce dernier reflète entre autres l'état de l’offre et de la demande et peut fortement varier, comme l'atteste la chute des cours amorcée à l'été 2014 (le prix du baril de Brent a baissé de 66% entre mi-2014 et fin 2015). Le pic pétrolier peut prendre la forme d’un plissement de crêtes successives (plateau ondulé) selon ses théoriciens.

La prévision du pic pétrolier est un exercice auquel se livrent les experts depuis une soixantaine d’années. Dans les années 1950, le géologue Marion King Hubbert avait prévu dans un de ses scénarios un pic de la production américaine de pétrole observé en 1970. Si ces travaux ont connu un certain retentissement, il a été montré que leur généralisation à l’échelle mondiale n’était absolument pas évidente même si la ressource est limitée. La révolution des hydrocarbures non conventionnels, en particulier aux États-Unis, met à mal le concept de pic pétrolier. Certains analystes préfèrent évoquer le futur pic de demande, compte tenu de la disponibilité de nombreuses ressources (bien que moins accessibles et donc plus coûteuses à extraire).

La durée de vie d’un gisement de pétrole s’étend sur plusieurs décennies (en général de 15 à 30 ans). Après sa découverte, il faut quelques années pour le mettre en production.

En simplifiant, la vie d’un champ pétrolier conventionnel peut s’analyser en plusieurs étapes : au début de la production, le pétrole jaillit spontanément des puits (40 % de la production totale du champ)(1). Durant une deuxième phase (55-60%), il faut forcer le pétrole à jaillir en utilisant de l’eau ou du gaz(2).

L’exploitation d’un champ pétrolier nécessite donc toujours plus d’énergie. Elle doit, d’autre part, être arrêtée avant que le coût d’extraction d’un litre de pétrole approche son prix de vente augmenté des autres coûts d’exploitation du gisement.

Le volume de pétrole extrait d’un bassin au cours du temps a parfois la forme d’une courbe en cloche qui passe par un maximum à peu près au moment où la moitié du pétrole accessible a été extrait du puits. Après avoir passé ce maximum, la production de pétrole d'un gisement conventionnel décroît à un rythme variable selon la nature géologique de ce dernier, à un taux moyen de 4% par an.

Il reste en moyenne 65% du pétrole initial dans un gisement « classique » à la fin de son exploitation, sa récupération n’étant plus rentable d’un point de vue économique et énergétique. On appelle taux de récupération le rapport entre le pétrole contenu dans un gisement et le volume qui peut en être extrait dans des conditions économiquement viables. Il dépend beaucoup de la configuration géologique et des techniques de récupération employées. Son évaluation est sujette à caution et parfois volontairement surestimée(3) (les exemples de surestimations portent cependant davantage sur les réserves que sur les taux de récupération).

Le pétrole dit « conventionnel » a longtemps été défini comme pouvant être produit dans des conditions techniques et économiques satisfaisantes. Ce sont les pétroles extraits des terres émergées et des plateformes offshore travaillant à moins de 500 m de profondeur. Les progrès techniques font entrer dans cette catégorie les pétroles issus de l’offshore profond(4) (jusqu’à 3 000 m de fond) et des régions arctiques.

Le pétrole dit « non conventionnel » rassemble les pétroles qui ne rentrent pas dans les catégories précédemment citées (huiles de schiste, tight oil, sables bitumineux, schistes bitumineux, huiles extra-lourdes, etc.), même s’ils sont de plus en plus produits dans des conditions techniques et économiques proches de celles du conventionnel. Ce type de pétrole représente une part croissante de la production par rapport au pétrole conventionnel. Aux États-Unis, plus de la moitié du pétrole brut extrait aux États-Unis en 2015 l'a été en ayant recours à la fracturation hydraulique.

L’estimation des coûts d’investissement d’un gisement consiste, lors de la découverte de ce dernier, de déterminer sa valeur ainsi que l’investissement nécessaire pour sa mise en exploitation. « Évaluer les réserves d'un champ de pétrole est comme essayer de deviner le stock d'un entrepôt en regardant par le trou de la serrure » estime Olivier Appert, ancien président d'IFP Energies nouvelles.

On définit en général trois valeurs pour caractériser un gisement :

• les réserves prouvées ou 1P représentent la quantité de pétrole qui sera extraite avec les moyens techniques actuels avec une probabilité de 90% et plus (entre 90% et 100%) ;
• les réserves probables ou 2P représentent la quantité de pétrole qui sera extraite avec une probabilité de 50% et plus (entre 50% et 100%) ;
• les réserves possibles ou 3P représentent la quantité de pétrole éventuellement produite mais dont l’accessibilité n’est pas établie à plus de 10%.

Tout est question de définition et d’utilisation de ces valeurs (qui servent à juger de la valeur d’un gisement mais également, à une autre échelle, à déterminer l’assise énergétique d’un pays).

Les réserves déclarées de l’Arabie Saoudite sont passées de 170 à 258 milliards de barils entre 1989 et 1990.

Il n’existe pas de norme internationale harmonisant la déclaration des réserves pétrolières. Si les compagnies pétrolières cotées aux États-Unis déclarent les réserves 1P en cours d’exploitation(4), la majorité des producteurs hors OPEP et États-Unis déclarent leurs réserves 2P, ce qui se rapproche des volumes de pétrole qui seront réellement produits. Les pays membres de l’OPEP déclarent officiellement leurs réserves 1P mais la forte croissance de leurs réserves ces dernières années laissent à penser à l’incorporation progressive des réserves 2P dans les déclarations, sans que ce soit annoncé(5).

Le volume des réserves est un sujet extrêmement sensible pour les pays producteurs. Les manipulations de chiffres sont courantes et d’autant plus faciles que la plupart des réserves sont détenues par des compagnies nationales. Il ne faut pas oublier que la capacité d’emprunt des pays vivant essentiellement de la manne pétrolière dépend du volume de pétrole restant dans leur sous-sol. Les réserves déclarées de l’Arabie Saoudite sont passées de 170 à 258 milliards de barils entre 1989 et 1990.

L’OPEP a annoncé en 2010 que le marché se caractérisait par un pic de la demande et que la consommation allait baisser avant que se produise la baisse de la production. L’augmentation à l'époque du prix du baril et les préoccupations environnementales étayaient cette théorie. Or, si la demande en pétrole des pays européens stagne depuis 20 ans, elle ne baisse pas significativement (d'autant plus dans le contexte de la chute des cours). La consommation pétrolière des pays de l'OCDE a plus largement baissé de 2005 à 2009 mais est depuis relativement stable (et les transports dépendent toujours quasiment exclusivement des hydrocarbures).

Entre 1997 et 2014, la consommation mondiale de pétrole est passée de 72,2 à 92,1 millions de barils par jour.

En revanche, les pays asiatiques, du fait de leur développement économique et de la nécessité de nourrir une population de plus en plus nombreuse, seront notamment des consommateurs de pétrole toujours plus gourmands (l'ONU prévoit que la population de ce continent va passer de 4,4 milliards d'habitants en 2015 à plus de 4,9 milliards en 2030)(6). 

Il semblerait donc que malgré une volonté de freiner la consommation de la part des pays développés, celle-ci sera tirée irrémédiablement à la hausse par la consommation croissante des pays en développement. Entre 1997 et 2014, la consommation mondiale de pétrole est passée de 72,2 à 92,1 millions de barils par jour(7).

Pour évaluer la date du pic pétrolier, il faut non seulement connaître l’état des réserves mondiales mais surtout connaître la structure de la consommation à venir.

Chaque pays annonce les réserves dont il dispose sans possibilité de contrôle (à de rares exceptions près). Les différentes méthodes de déclaration des réserves de pétrole ainsi que l’opacité qui règne autour de ces chiffres ne facilitent pas le travail.

Il existait un certain consensus jusque 2005 sur les zones ayant dépassé leur pic de production (États-Unis depuis les années 70, Canada, Mer du Nord, etc.). Le développement de la production d'hydrocarbures non conventionnels, notamment de schiste, a depuis relayé la question du pic pétrolier au second plan. La prévision du pic mondial (qui ne signifie pas la fin du pétrole mais plutôt la fin du pétrole conventionnel bon marché) continue par ailleurs à faire débat.

Le Moyen-Orient est appelé à occuper une place plus importante dans la production mondiale de pétrole à partir de 2020 selon les projections publiées fin 2015 par l’Agence internationale de l'energie (AIE).

Les « optimistes » pensent que les progrès techniques et l’augmentation des prix du pétrole rendront économiquement viable la mise en production de nouveaux gisements. Selon eux, la part du pétrole non conventionnel continuera à augmenter dans la production mondiale et arrivera à compenser la chute de la production de pétrole conventionnel. Ils avancent également le fait que le fond des océans et l’Arctique encore peu explorés pourraient ajouter des réserves significatives.

Les « pessimistes » pensent que les réserves annoncées par les pays producteurs de pétrole sont surestimées. Selon eux, les progrès techniques et l’augmentation du taux de récupération du pétrole augmenteront insuffisamment pour compenser un épuisement de la ressource. Les pétroles non conventionnels représenteront certes des réserves importantes mais inexploitables dans des conditions économiques acceptables.

Ces différentes théories ont, avant la révolution des hydrocarbures non conventionnels, situé le « peak oil » entre 2005 et 2040, sans plus de précision. Une position intermédiaire a été développée par Jean Laherrère : le pic pourrait prendre la forme d’un plateau en tôle ondulée caractérisé par des prix chaotiques associés à des cycles de récession économique.

A fin 2015, l'AIE envisage une hausse annuelle de la demande mondiale de pétrole de 900 000 barils par jour d’ici à 2020(8).