Les futurs du pétrole (le futur de l'approvisionnement pétrolier 5/5)

Voici une traduction amateur et non autorisée de la cinquième partie du « futur de l’approvisionnement pétrolier ». Les gras remplacent les italiques de l’article original (expressions importantes) ou sont de mon fait. Les éléments entre accolades sont des rajouts qui m’ont paru utiles. Retrouvez le sommaire de l'article par ici.

Les futurs du pétrole


Anticiper le pic mondial


Les mêmes mécanismes qui conduisent à des pics et des déclins dans la production régionale devraient finalement aboutir à un pic et un déclin dans la production mondiale. Ce caractère inévitable fut montré par Hubbert au milieu des années 50, mais les nombreuses prévisions de pics mondiaux et régionaux qui ont été faites depuis se sont souvent révélées prématurées [49]. Les pronostics plus optimistes se sont également montrés faux, bien que cela prenne plus de temps pour que leurs erreurs deviennent manifestes.


Les méthodes disponibles pour anticiper l’approvisionnement futur en pétrole varient fortement, en terme de bases théoriques, d’intégration des différentes variables, de niveau d’agrégation et de complexité [11,52]. Chaque approche possède forces et faiblesses et aucune ne fournit encore des estimations généralement acceptées (encadré 2).


Encadré 2.

Méthodes pour prévoir l’approvisionnement pétrolier.


La méthode d’Hubbert impliquait d’ajuster les courbes des tendances historiques de découvertes et de production régionales et d’extrapoler celles-ci dans le futur, elle était contrainte par des suppositions quant à la taille des ressources récupérables. Cette démarche d’« ajustement des courbes » est simple et largement utilisée, mais manque d’une base théorique adéquate, dépends d’hypothèses incertaines quant aux ressources récupérables ultimes (URR), elle est sensible au choix de la forme fonctionnelle et néglige d’importantes variables économiques et politiques [53]. Ces dernières peuvent être plus facilement intégrées avec des techniques économétriques [54,55], mais alors que celles-ci fournissent une meilleure adéquation avec les données historiques, cela ne se traduit pas par des prévisions de la production future plus exactes. Des hybrides d’« ajustement de courbes » et de modèles économétriques sont prometteurs, mais ils peuvent avoir les inconvénients des deux [56,57]. Les modèles de dynamique des systèmes [58,59] reproduisent les mécanismes physiques et économiques qui dirigent la production, mais peuvent être trop compliqués, instables et manquent souvent à la fois d’une validation empirique et de données suffisantes pour la paramétrisation. L’approche la plus prometteuse est peut-être de modéliser la production des projets et champs individuels et de construire des prévisions régionales en agrégeant cette information « bottom-up » [60]. Cependant les modèles ascendants existants sont entravés par leur dépendance aux bases de données propriétaires, un manque de transparence, une incertitude quant aux variables clés et la nécessité de faire de nombreuses hypothèses [52]. Étant donné le potentiel de ruptures politiques, économiques ou technologiques, aucun modèle ne peut fournir des estimations d’une grande précision. De plus, la complexité croissante des modèles fait peu pour résoudre ce problème, et, est sujette à de rapides rendements décroissants.


Pour autant, malgré de multiples incertitudes, le timing du pic mondial de la production de pétrole conventionnel semble relativement insensible à la taille des ressources récupérables et à la courbe du cycle de production [11,61]. De simples calculs suggèrent que le report du pic mondial de la production de pétrole conventionnel au-delà de 2030 nécessite plus que 1700 Gb de ressources récupérables restantes (c’est-à-dire des URR plus grandes que 3000 Gb), avec une augmentation relativement lente de la production juste avant le pic et un déclin relativement rapide juste après, particulièrement si le pic s’étend sur un plateau pluriannuel [11]. À la suite d’une analyse documentaire antérieure, nous avons conclu qu’un déclin soutenu de la production mondiale conventionnelle semble probable avant 2030 et qu’il y a un risque significatif que cela commence avant 2020 [11,62]. Cette évaluation exclut les ressources de pétrole de roche compacte comme celles-ci étaient considérées comme non conventionnelles. Cependant au vu des éléments actuels, la prise en compte des ressources de pétrole de roche compacte ne semble pas significativement affecter cette conclusion, en partie parce que ce stock de ressource s’avère modeste (figure 9). En dépit de réserves prouvées croissantes, la diminution des ressources de pétrole conventionnel est relativement avancée avec une production cumulée égale à au moins 30 % des ressources récupérables ultimes mondiales (URR) (c’est à dire proche du stade où une production régionale diminue). Une portion significative de cette ressource est située dans de petits champs dans des lieux difficiles qui ne seront pas accessibles rapidement. Cependant, l’offre mondiale est profondément influencée par des facteurs géopolitiques et toute contrainte sur l’approvisionnement est susceptible de déclencher des hausses de prix et des réponses de la demande et de sa substitution bien plus grandes que cela ne serait le cas à un niveau régional — un processus qui est déjà engagé. En conséquence, un pic aigu de la production mondiale de pétrole conventionnel semble improbable.

Pour maintenir ou augmenter l’offre mondiale de liquides, tout déclin de production des gisements ayant passé leur pic doit être remplacé par de l’investissement en récupération assistée (EOR) (à un niveau beaucoup plus élevé que les taux d’investissement historiques, dont les effets contribuent au taux de déclin mondial post-pic actuel), par la découverte et le développement de nouveaux champs ou une production accrue d’autres combustibles liquides. Le chiffre actuel du taux de déclin moyen suggère qu’un minimum de 3 Mb/j de nouvelles capacités doit être produit chaque année pour compenser le déclin de la production de pétrole brut — l’équivalent d’une nouvelle Arabie Saoudite tous les trois ans [4,8]. Si la demande augmente et/ou les taux de déclin s’accentuent, un investissement annuel considérablement plus grand sera nécessaire. Sur ces considérations, L’AIE [8] prévoit que la production de pétrole brut des gisements existants va baisser de 68,5 Mb/j en 2011 à seulement 26 Mb/j en 2035 (figure 15). Cependant, l’organisation s’attend à ce que la production totale de brut baisse seulement légèrement à cette date (à 65,4 Mb/j) du fait d’un développement rapide des gisements de pétrole brut inexploités {fallow ~ en jachère} et pas encore découverts. De plus, elle prévoit que la production mondiale pour l’ensemble des liquides augmente à 96,8 Mb/j pendant cette période du fait de la croissance rapide de la production des LGN et le développement des pétroles de roche compacte, des sables bitumineux et d’autres ressources non conventionnelles. Dit autrement, bien que l’AIE suggère maintenant que la production mondiale de pétrole brut a dépassé son pic, elle ne voit pas de déclin significatif avant 2035 et n’imagine pas un pic de production du tout pétrole et de l’ensemble des liquides avant cette date.


Figure 15. Prévision de la production mondiale tout liquides jusqu’à 2035 par l’AIE. Source : AIE [8]. Le scénario « nouvelles politiques » prend en compte les engagements et les plans stratégiques déjà appliqués, et ceux qui ont été annoncés.

Bien que l’approvisionnement mondial prévu de liquides jusqu’à 2035 soit bien plus bas que celui des publications plus anciennes de l’AIE, ces prévisions restent la cible de critiques. Par exemple, Höök et al. [37] affirment que la production des champs existants pourrait diminuer bien plus vite que l’AIE ne l’assume, alors qu’Aleklett et al. [63] soutiennent que ces projections se basent sur des hypothèses invraisemblables quant au rythme auquel les champs inexploités17 et ceux pas encore découverts peuvent être développés et mis en production.18 Ces deux études impliquent un déclin plus rapide de la production mondiale de pétrole brut et donc plus de difficultés à maintenir l’approvisionnement agrégé mondial de liquides. De plus, la projection de l’AIE suppose, un investissement adéquat, aucune interruption géopolitique et des prix qui ne contraignent pas significativement la croissance économique mondiale.

Substitution et réduction de la demande


Au vu des multiples incertitudes présentes, les controverses sur le timing précis d’un pic mondial de la production de pétrole conventionnel sont inutiles. Ce qui est plus pertinent est la réponse appropriée aux risques de hausse des prix et de contraintes d’approvisionnement et la mesure dans laquelle les marchés peuvent être utilisés pour atténuer ces risques. L’atténuation peut être obtenue par substitution de carburant et réduction de la demande, mais les deux s’avéreront difficiles en raison de l’ampleur des investissements requis et des délais de réalisation associés. Par exemple, un rapport de 2008 du département américain de l’énergie [64] avançait que des programmes d’atténuation de grande ampleur devraient être lancés au moins 20 ans avant le pic mondial pour éviter de sérieuses coupures de l’approvisionnement de combustibles liquides. Bien que cette étude négligeait des options clés comme les véhicules électriques ou le pétrole de roche compacte, elle présumait un taux relativement modeste du déclin du pétrole brut post-pic (2 % par an)19 et ignorait les conséquences environnementales à augmenter l’offre de ressources non conventionnelles. Éviter ces conséquences environnementales, restreindrait la gamme des options disponibles.

Beaucoup de sources prévoient une substitution à grande échelle de la production de pétrole brut par les LGN, pour les deux prochaines décennies, en raison de l’expansion de l’approvisionnement en gaz naturel (y compris le gaz de schiste) et/ou de la hausse de la teneur moyenne en LGN de ce gaz. Alors que l’AIE [5] affirme que cette dernière devrait rester constante, ses projections impliquent un doublement. Mais même en supposant que la production croîtra comme prévu, les LGN ne peuvent pas remplacer complètement le pétrole brut, puisqu’ils contiennent environ un tiers d’énergie en moins par unité de volume et que seulement un tiers environ de ce volume peut être mélangé à des carburants de transport.20 Les LGN peuvent remplacer le pétrole brut en tant que matière de base pour la pétrochimie et peuvent compenser partiellement l’augmentation de pétrole lourd dans le mélange d’intrants du raffinage, mais à un moment donné, un volume croissant de LGN ne pourra pas compenser suffisamment la réduction de l’offre de pétrole brut.

L’expansion rapide et largement inattendue du pétrole de roche compacte depuis 2007, fournit une démonstration vigoureuse de la façon dont le changement technique, stimulé par la hausse des prix, peut compenser l’épuisement. Annoncée par certains comme une révolution [65], cette ressource est à un stade précoce de développement et ses perspectives d’avenir demeurent très incertaines. Selon les données actuelles, le pétrole de roche compacte semble peu susceptible de compenser l’épuisement du pétrole brut pendant une période prolongée, en partie parce que le stock de ressources semble relativement modeste (figure 9). L’estimation moyenne de l’AIE de 240 Gb est comparable à celle de McGlade [66] (278 Gb) 21 et ne représente que 10 % de son estimation des ressources pétrolières conventionnelles. En outre, les taux de déclin très élevés rendent difficile le maintien de la production régionale et l’exigence de forages continus de puits étroitement espacés est susceptible de restreindre le développement dans les zones densément peuplées. Néanmoins, le potentiel futur de cette ressource fait l’objet de nombreux débats et constitue un domaine d’incertitude majeur à résoudre.

Les sables bitumineux constituent déjà une contribution importante à l’approvisionnement mondial en liquides et la plupart des prévisions prévoient une expansion significative au cours des 20 prochaines années. Mais selon l’Association Canadienne des Producteurs Pétroliers [68], les sables bitumineux canadiens ne livreront que 5 Mb par jour d’ici 2030, ce qui représente moins de 6 % des prévisions de production de l’ensemble des liquides de l’AIE à cette date. De même, Söderbergh et al. [69] concluent qu’un programme intensif visant à développer les sables bitumineux ne pourrait fournir qu’une quantité comparable. En outre, cette ressource consomme beaucoup plus d’énergie et émet beaucoup plus de carbone que le pétrole conventionnel, et l’exploitation minière en surface a des répercussions massives sur les environnements locaux et régionaux.

 Les carburants GTL et CTL sont déjà produits en petits volumes comme de très chères alternatives au pétrole conventionnel et on peut s’attendre à ce qu’ils augmentent leur contribution à l’avenir. Mais les impacts environnementaux de la production de CTL sont extrêmes et les inefficacités du procédé signifient que des quantités importantes de charbon et de gaz seraient nécessaires pour fournir plus qu’une contribution marginale à l’approvisionnement total en liquides [70]. Pris ensemble, ces caractéristiques sont susceptibles de restreindre considérablement leur contribution potentielle.

Enfin, les biocarburants offrent des perspectives prometteuses ainsi que des impacts environnementaux potentiellement plus faibles, mais l’expansion de la production est limitée par les grandes superficies nécessaires22 et les conflits probables avec la production alimentaire. Les biocarburants produits commercialement ont également un rendement énergétique net inférieur à celui des hydrocarbures conventionnels, ce qui implique une augmentation de 50 à 600 % des apports d’énergie primaire pour produire un volume équivalent de carburants de transport [72]. Alors que plusieurs études suggèrent que les biocarburants de « seconde génération » pourraient fournir jusqu’à un quart du carburant de transport mondial d’ici 2050 [73], ces projections sont sensibles à des hypothèses majeures [74] et nécessiteraient d’importantes percées technologiques.


Encadré 3.

Ressources en gaz naturel et en pétrole et émissions cumulées de carbone. Source : [8,13,66,67].

De plus en plus de preuves indiquent que l’augmentation mondiale des températures est à peu près linéairement associée aux émissions cumulées de dioxyde de carbone et largement indépendante du profil des émissions au cours du temps [78-82]. Plusieurs études de modélisation suggèrent que les émissions cumulatives les plus probables pour une augmentation moyenne de la température globale de 2 °C sont d’environ 1100 GtC {milliards de tonnes de dioxyde de carbone}, avec une plage d’incertitude à 5-95% de 1-2,5 °C pour 1000 GtC [80]. Étant donné que l’humanité a déjà émis 550 GtC (fin 2011), une probabilité à 50 : 50 de respecter l’objectif de 2 °C nécessite que les émissions cumulatives futures demeurent inférieures à une valeur identique (environ 550 GtC) — et une probabilité plus forte d’atteindre l’objectif nécessite des émissions moins importantes.

Comme le montre le graphique suivant, un tel seuil sera atteint si les ressources restantes récupérables (RRR) de pétrole et de gaz naturel conventionnels ainsi que les réserves prouvées de sables bitumineux et de pétrole extralourd sont utilisées. Une exploitation plus poussée des ressources pétrolières et gazières non conventionnelles réduirait considérablement la probabilité de respecter l’objectif de température, à moins que ces émissions ne puissent être capturées et séquestrées. Cependant, cette analyse ignore les émissions de la combustion du charbon, qui sont actuellement à 70 % de celles du pétrole et du gaz et augmentent plus rapidement. En conséquence, le « budget » admissible de ressources pétrolières et gazières est nettement inférieur à ce qui est indiqué ici. En effet, avec une allocation réaliste de la future consommation de charbon, une cible de 2 °C implique que seules quelques ressources pétrolières et gazières conventionnelles peuvent être utilisées.



Ces jugements méritent d’être examinés de plus près et doivent être réévalués au fur et à mesure que l’expérience augmente dans la production de ces ressources. D’après les données actuelles [8,70,73,75-77], nous estimons qu’environ 11 à 15 Mb par jour de production de liquides non conventionnels pourraient être obtenus au cours des 20 prochaines années à des coûts similaires ou supérieurs à celui du « baril marginal » d’aujourd’hui {2013}, c’est-à-dire environ 90-120 $ le baril (figure 16). Cela justifierait la projection de l’AIE (figure 15), mais seulement si la production de pétrole brut reste sur un plateau pendant cette période et que la production de LGN augmente comme prévu. Si la production de pétrole brut diminue, la production totale de liquides risque également de baisser, ce qui entraînera des hausses de prix importantes et des impacts potentiellement graves pour l’économie mondiale. En outre, la figure 15 masque la baisse de la teneur en énergie par unité de volume de l’approvisionnement mondial en liquides, ainsi que la baisse du rendement énergétique net et l’intensité croissante en émission de carbone. Le dernier point est particulièrement grave, étant donné que des objectifs ambitieux de réduction des émissions de carbone sont susceptibles d’être incompatibles avec l’expansion de l’offre de liquides non conventionnels. Comme le montre l’encadré 3, pour éviter un réchauffement climatique dangereux, la majeure partie de ces ressources doivent demeurer dans le sol.


Figure 16. Estimations de coût de production de diverses ressources pétrolières. Source : IHS-CERA. On suppose un taux de rendement de 15 %. La production canadienne de sables bitumineux est relativement peu coûteuse en sortie de mine, mais elle nécessite une mise à niveau coûteuse avant de pouvoir être acheminée par pipeline vers les raffineries. Source : [8,13,66,67].

L’option d’atténuation finale et la plus prometteuse consiste à affaiblir le lien entre la croissance économique et la demande de carburant liquide. Cela nécessitera des changements majeurs dans le secteur des transports qui représente la moitié de la consommation mondiale {de liquides ?} et près des deux tiers de la consommation de l’OCDE. Les voitures de particuliers sont responsables d’environ la moitié de ce chiffre, mais des réductions substantielles peuvent être obtenues en améliorant l’efficacité des véhicules, en augmentant l’occupation moyenne, en accélérant la diffusion des technologies alternatives des véhicules, en modifiant les modes de transport et en réduisant simplement la demande globale de mobilité. Compte tenu du potentiel de toutes ces alternatives [83] et de la nécessité de passer rapidement à des systèmes de transport à faible intensité carbone, elles méritent d’être prioritaires. D’importants changements dans cette direction sont déjà en cours, comme la récente interruption de la tendance long terme de l’augmentation de la distance parcourue en voiture par passager dans les pays de l’OCDE (« le pic voiture ») [84] et les multiples initiatives introduites dans le monde. Mais la question essentielle est le rythme auquel cette transition peut être accomplie et l’ampleur à laquelle elle peut compenser la croissance rapide et potentiellement énorme de la demande de mobilité automobile dans les économies émergentes et dans les pays en développement. Par exemple, avec plus de cent millions de voitures, la Chine est aujourd’hui le plus grand marché de voitures au monde, mais le nombre de voitures rapporté aux nombres d’habitants reste comparable à celui des États-Unis en 1920.

Comme Sager et al. [85] ont montré, les niveaux de mobilité de l’OCDE basés sur l’automobile ne sont probablement pas soutenables pour une population mondiale de 9 milliards d’habitants, même en supposant une transition rapide et mondiale vers des véhicules électriques à batterie et des systèmes d’électricité à très faible émission de carbone. Par conséquent, les améliorations techniques devront s’accompagner de sérieux efforts pour limiter la croissance globale de la mobilité et promouvoir les modes {de transport} les plus efficaces. Cette conclusion s’applique encore plus fortement au transport maritime, au fret routier et à l’aviation, qui représentent actuellement 40 % de la consommation d’énergie de transport et qui comparativement disposent de relativement peu de solutions techniques. Nous nous attendons donc à ce que la combinaison de la diminution des ressources pétrolières et des contraintes environnementales ait de profondes répercussions sur ces modes {de transport}, ainsi que sur les activités économiques et les pratiques sociales qu’ils permettent. Mais la plupart des gouvernements et des électorats restent inconscients de ces implications ou sont réticents à les affronter.

Notes


↵17 Les champs inexploités sont des champs découverts, mais non programmés actuellement pour le développement.

↵18 Aleklett et al. estiment les taux d’épuisement historiques pour différentes régions, définis comme le rapport entre la production annuelle et les ressources récupérables restantes, ainsi que les taux d’épuisement pris en charge par l’AIE pour les champs non exploités et non découverts. Cela les amène à conclure que les taux d’épuisement supposés par l’AIE sont invraisemblablement grand. Mais leur comparaison des taux d’épuisement régionaux avec les taux correspondants pour des groupes de gisements spécifiques est potentiellement erronée.

↵19 Pour ce faire, une baisse de 2 % de la production de pétrole brut implique une perte de 1,4 Mb par jour au cours de la première année. En terme d’équivalence énergétique, cela correspond à la production de quatre-vingt-dix centrales nucléaires de 1 GW, soit environ un quart de la capacité nucléaire mondiale.

↵20 L’essence naturelle (pentane et au-dessus), l’isobutane et le butane sont classiquement mélangés à l’essence, mais l’éthane et le propane ne le sont pas.

↵21 Les ressources de pétrole de roche compacte n’ont pas fait l’objet d’enquêtes systématiques à l’échelle mondiale. McGlade [66] utilise une méthode relativement brute basée sur un examen des estimations des ressources en gaz de schiste [67] et des hypothèses sur le ratio entre le pétrole de roche compacte et le gaz de schiste dans chaque région. Cela donne une fourchette de 150 Gb à 508 Gb, avec une estimation centrale de 278 Gb.

↵22 Par exemple, le remplacement de la consommation d’essence américaine par de l’éthanol à base de maïs nécessiterait environ deux millions de km2 de terres cultivées, soit 15 % de plus que la superficie totale des terres agricoles des États-Unis. De plus, ce calcul néglige l’énergie primaire nécessaire pour produire, transporter, traiter et livrer l’éthanol qui semble être seulement légèrement inférieur à l’énergie fournie par l’éthanol [71]. Par conséquent, la production d’éthanol à base de maïs est fortement subventionnée en termes énergétiques (et monétaires), ce qui rend la substitution à grande échelle peu pratique à plus long terme.

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