A propos de la "fin du pétrole bon marché".

 

Par Jean-Marie Martin (IEPE - CNRS - Université de Grenoble)

 

 

Sous le titre "la fin du pétrole bon marché", le magazine "Pour la science" vient de publier (mai 1998) un article de deux géologues pétroliers bien connus Colin Campbell et Jean Laherrère. Leur principale conclusion est que "même si l'on tient compte des récentes découvertes de pétrole, l'offre "classique", celle du pétrole bon marché, ne satisfera plus la demande dans moins d'une dizaine d'années" (p. 30). Ils en déduisent un certain nombre de recommandations (préparer la transition par une diversification des techniques en direction de nouveaux carburants, une énergie nucléaire plus sure, des énergies renouvelables moins chères) auxquelles nous souscrivons totalement en ajoutant "maîtriser plus que jamais la demande d'énergie". L'argumentation des deux auteurs est-elle pour autant inattaquable ? Nous en doutons, tant ce genre de pronostic inspire la méfiance depuis qu'il est périodiquement renouvelé par certains géologues pétroliers. A force de crier au loup….Il faut cependant examiner attentivement l'argumentation des deux auteurs, non sans regretter, au préalable, la présentation qui en est faite.

 

1 - Pourquoi sacrifier au sensationnalisme par un titre doublement trompeur pour qui n'est pas un familier des débats entre géologues pétroliers ?

 

- La "fin" signifie en français "point d'arrêt", donc interruption de la production pétrolière alors que l'article traite de la fin de la croissance de cette production ! Que dirait-on d'un démographe qui intitulerait un papier sur la fin de la croissance démographique mondiale "la fin de la population mondiale" ?

- En l'absence de tout point de repère, que signifie "pétrole bon marché" pour des bruts classiques (conventionnels) dont les coûts de développement se répartissent de moins de 2 à plus de 15$ le baril, soit, dans ce dernier cas, au dessus des bruts extra lourds de l'Orénoque considérés comme non conventionnels ? Comment interpréter ces coûts à une époque où ils diminuent en moyenne de 1$ par baril et par an ? (O. Appert et X Boy de la Tour, 1997).

 

2 - Plus dérangeante encore la contradiction entre la volonté des auteurs de démontrer que le problème des réserves et des rythmes futurs d'extraction est de nature strictement géologique et le recours, pour les besoins de la thèse, à des arguments économiques. Ainsi à propos du passage des pétroles conventionnels aux non conventionnels (p. 36) "ces réserves non classiques pourraient être la source à partir de laquelle on produira des carburants liquides. Toutefois l'industrie pétrolière risque de manquer de temps et d'argent pour effectuer sa reconversion". On serait plutôt tenter par l'hypothèse inverse lorsque l'on se souvient de la vitesse avec laquelle, il y a vingt ans, cette même industrie s'est reconvertie de l'exploitation facile du Moyen Orient à celle de l'Alaska et de la Mer du Nord. Au point qu'elle a fait mentir les géologues pétroliers qui pronostiquaient à cette époque le déclin "imminent and unstoppable" de la production non OPEP !

 

3 - Ceci dit, l'argumentation de Campbell et Laherrère mérite d'être discutée en distinguant ses diverses étapes, de la critique des évaluations des réserves à l'annonce de l'interruption prochaine de la croissance de la production de pétrole conventionnel.

 

3.1. Leur point de départ est simple : le ratio réserves identifiées/production annuelle = 43 ans est faux pour deux raisons :

- le dénominateur (3,2 Gt ou 24 Gb) est sous-estimé car la production pétrolière mondiale continue à croître à un taux annuel de 1,5 à 2%, critique parfaitement justifiée qui conduit à adopter une production annuelle supérieure à celle d'aujourd'hui ;

- le numérateur (140 Gt ou 1050 Gb) est surestimé car les évaluations publiées par Oil and Gas Journal (OGJ), World Oil (WO) ou BP Statistical Review, le plus souvent à partir des compilations de l'US Geological Survey (USGS), sont biaisées par les déclarations des compagnies et des pays pétroliers.

 

Les auteurs appuient cette dernière affirmation sur les manipulations supposées, mais vraisemblables, de certains pays de l'OPEP soucieux en 1986 de se faire attribuer des quotas de production plus élevés. Pour corriger ce biais, ils ont repris l'évaluation des réserves à partir de la base indépendante de Petroconsultant en ramenant à p (probabilité) = 50 (réserves probables), les estimations réparties entre p = 90 (réserves prouvées) et p = 5 (réserves possibles). Ils aboutissent ainsi à des réserves mondiales identifiées (prouvées+probables+possibles) de 120 Gt (900 Gb), soit sensiblement moins que les 140 Gt (1050 Gb) d'OGJ ou les 160 Gt (1200 Gb) de WO. La différence représente une dizaine d'années de production sur la base du rythme actuel d'extraction et un peu moins si l'on inclut sa croissance. Est-elle justifiée ? On peut à son encontre faire valoir que les sous évaluations sont aussi fréquentes que les surévaluations compte tenu de la prudence des géologues des compagnies qui réévaluent la contenance des réservoirs au fur et à mesure que l'extraction leur apporte des informations complémentaires. L'histoire de la Mer du Nord, pour s'en tenir à un exemple récent, illustre parfaitement ce biais opposé à celui que privilégient Campbell et Laherrère.

 

3.2. Le cas des réserves restant à découvrir soulève encore plus de débats que celui des réserves identifiées.

 

- Pour les deux auteurs, il ne faut pas espérer découvrir encore plus de 20 Gt (150 Gb) car toutes les régions du monde ont été explorées, chacune étant de mieux en mieux connue grâce aux progrès de la géophysique et de la géochimie. Ceci vaut même pour la Caspienne qui pourrait être une nouvelle Mer du Nord, mais certainement pas un nouvel Moyen Orient. Quant aux zones polaires et à l'off shore profond, encore peu prospectés, "leurs potentialités sont limitées" (p. 35). Ces appréciations sont discutées et discutables. Le grand fond "comprend les zones du talus continental, au delà du plateau et par des profondeurs supérieures à 200 m" ; elles recouvrent prés de 55 millions de km2, contre 15 pour l'off shore traditionnel et n'ont commencé à être explorées que sur 2,3 millions de km2 d'où sont déjà extraits 1 million de b/j (50 millions de tonnes). L'intérêt que les compagnies portent à ces zones, tant dans le Golfe du Mexique qu'au large des côtes brésiliennes et angolaises, annonce, selon certains (Pierre Terzian, 1998,p. 25), "une véritable explosion en termes d'exploration, de développement et de production" dés que la contrainte des équipements disponibles sera relachée.

- Campbell et Laherrère ne s'attardent pas non plus sur les perspectives de croissance des taux de récupération, au motif que les compagnies les ont déjà anticipées dans leurs évaluations de réserves ou que leur incidence est faible sur le potentiel récupérable des plus grands gisements à pression naturelle élevée. Les deux arguments sont insuffisamment convaincants, surtout lorsque l'on sait que pour un stock récupérable de 2000 Gb (266 Gt), chaque point gagné au delà de 30% (moyenne actuelle de récupération) équivaut à presque 3 ans de production ou aux réserves identifiées du Venezuela. Or, aujourd'hui, la perspective de dépasser 50% n'est plus utopique, y compris sur des gisements anciens parvenus à maturité que des compagnies spécialisées rachètent en vue de leur récupération.

- Ces diverses restrictions expliquent les écarts de réserves restant à découvrir entre Campbell-Laherrère (20 Gt ou 150 Gb), l'USGS (63 Gt ou 472 Gb) et Edwards de l'Université du Colorado (140 Gt ou 1050 Gb). Sans même prendre en compte cette dernière, ce sont 13 ans de production actuelle qui séparent les évaluations.

 

3.3. Au total, si l'on s'en tient toujours strictement au débat sur les réserves de pétrole conventionnel, on constate que la prise en compte de toutes les restrictions de Campbell et Laherrère aboutissent à des ratios

 

- d'environ 30 ans au lieu des 43,7 usuels, pour les réserves identifiées/production en croissance de 2% par an ;

- de moins de 40 ans au lieu des 60 usuels, pour les réserves identifiées plus celles restant à découvrir/production (comme ci-dessus).

 

Mais, en considérant la production cumulée depuis l'origine de l'industrie pétrolière (110 Gt ou 825 Gb au 31.12.96), les deux auteurs arrivent aussi à la conclusion que l'on s'approche d'une exploitation de la moitié du stock de pétrole conventionnel récupérable, ce qui signifie le début de la décroissance de l'extraction. Pour l'affirmer, ils s'appuient sur la méthode de King Hubert qui s'est révélée très fiable lors de son application aux réserves des Etats Unis en 1956 (Jack.J.Kraushaar and Robert.A Ristinen, 1993). Elle repose sur le principe selon lequel l'extraction de toute ressource finie, exploitée sans limitation volontaire (du type plafond de production à ne pas dépasser), suit une courbe en cloche (distribution normale) dont le maximum correspond à l'exploitation de la moitié de la ressource. Ce principe dérive des observations suivantes :

 

- la courbe reproduisant les quantités produites (nombre de barils par an) en fonction du temps suit celle des découvertes (mêmes unités) avec un écart constant (11 ans aux Etats Unis) ;

- la courbe des découvertes peut fluctuer fortement d'une année sur l'autre, mais, après lissage, elle a toujours une forme en cloche, pourvu que les données concernent une province pétrolière suffisamment vaste (type Etats Unis, Russie ou Moyen Orient) ; ceci tient à ce qu'après une période initiale tâtonnante, la productivité de l'exploration croît avec la découverte des plus grands gisements puis entre dans une phase de rendements décroissants et tend finalement vers 0 ;

- la combinaison des deux premières observations permet de déduire 1) l'année de production maximale ; 2) les réserves ultimes (Q¥ ) et, par différence avec l'extraction déjà réalisée, les réserves restantes de la région étudiée ; 3) la durée d'exploitation restante et la production annuelle décroissante au delà du maximum.

 

La compilation des découvertes faites, année par année, dans toutes les régions du monde puis de la production de brut qui les suivent confirme, aux yeux des auteurs, que la date du retournement de la courbe est proche. Depuis vingt ans, en effet, les volumes annuels découverts ne croissent plus. Conséquence : l'interruption de la croissance de la production provoquera irrémédiablement des tensions sur les prix. Avant d'intégrer, ce que ne font pas les auteurs, cet effet prix dans l'analyse, on doit se demander si la réussite de la méthode lors de son application aux Etats Unis garantit un résultat identique quarante ans plus tard à l'échelle mondiale. Deux différence au moins doivent être soulignées. Les données relatives à de nombreuses régions du monde dont l'exploration commence à peine, ou n'est même pas entamée (off shore profond, notamment), n'ont pas la même qualité que celles qui portaient sur la région du monde de très loin la mieux connue. En outre, les effets actuels du changement technologique sur les paramètres de l'exploration puis de l'extraction sont bien différents de ceux de la fin des années cinquante. Campbell et Laherrère répondent que le changement technologique accélère la croissance de la production mais ne modifie pas le stock en terre. Ce n'est pas exact puisqu'on lui attribue au moins 5 Gb (0,7 Gt) supplémentaires dans la seule Mer du Nord. Ce point est essentiel car il est la pierre d'achoppement dans le débat non plus interne aux géologues mais entre certains d'entre eux, les technologues et les économistes.

 

4 - Pour la plupart de ces derniers, le débat sur les réserves tel que rapporté jusque là est un faux débat car il n'existe pas un stock fini de pétrole en terre (du moins à l'échelle des anticipations de nos sociétés), mais des ressources mobilisables en fonction des prix auxquels on est disposé à les payer, donc des technologies que l'on se donne pour y parvenir. Les géologues comme Campbell et Laherrère sont accusés de raisonner à technique constante et de s'enfermer sur une partie des ressources dites conventionnelles alors que la technologie transforme chaque jour du non conventionnel en conventionnel. Ils refusent d'admettre que la stabilisation des volumes découverts annuellement ne résulte pas de l'épuisement des ressources mais des excédents de capacité, notamment dans les régions les mieux dotées (Moyen Orient).Annoncer à grand fracas la décroissance de la production du pétrole conventionnel ne présente donc pas un grand intérêt si cette dernière est compensée par la croissance de la production d'autres hydrocarbures. Les questions intéressantes, en revanche, sont : lesquels et à quels coûts?

 

4.1. Il y a bientôt dix ans, Michel Grenon (1989) soulignait déjà que "les techniques de récupération assistée tendent en fait à créer un pont technologique entre toutes les catégories de pétrole" (p. 41), les conventionnels, les très lourds (entre 10 et 20° API), les extra lourds (inférieurs à 10°), les bitumes des sables asphaltiques, les huiles récupérables des shistes bitumineux, sans parler des hydrocarbures gazeux, conventionnels et non conventionnels. Bien que mal connus, parce que non recherchés jusqu'à présent, ces gisements, ajoutait-il, sont considérables au point que certains d'entre eux "doublent quasiment les ressources mondiales de pétrole". Depuis, les progrès de l'exploration off shore ont été tels qu'un second pont technologique a été jeté entre conventionnel et non conventionnel.

 

4.2. A quel coût ? Il est difficile de généraliser, mais ceux auxquels on arrive tant pour les huiles extra lourdes de l'Orénoque que pour les sables de l'Athabasca révèlent l'ampleur des baisses rendues possibles par les nouvelles technologies. A 12$ après taxe, le baril extrait des huiles lourdes coûte environ 3$ de plus que la moyenne des pétroles conventionnels de ce pays (Pierre Terzian, op cit, p 23) et moins que ceux de la Mer du Nord en 1985 ! Soit une profitabilité suffisante lorsque des tensions sur l'offre de brut tireront les prix à la hausse.

 

EN CONCLUSION, Campbell et Laherrère nous semblent avoir raison d'attirer l'attention, une fois de plus, sur les dangers d'un renoncement à toute politique énergétique au moins partiellement "away from oil", mais leur argumentation n'est pas la plus pertinente. S'il se poursuit au même rythme que depuis le début des années quatre vingt, le progrès technologique dans l'exploration-production des hydrocarbures est tout à fait capable de repousser de quelques décennies l'apparition de véritables tensions. Dans un éventail de prix compris entre 12 et 25$ le baril, l'industrie pétrolière ne devrait pas avoir de peine à mobiliser toutes les ressources dont elle aura besoin pour satisfaire une demande en hausse de 2% par an. C'est donc sur d'autres dangers qu'il faudrait insister en commençant par ceux de nature géopolitique qui tiennent à l'instabilité des régions indispensables à l'approvisionnement pétrolier mondial : Moyen Orient et, de plus en plus, Caucase. A quoi s'ajoutent les risques environnementaux liés à la croissance de la consommation d'hydrocarbures, tant sous l'angle des pollutions urbaines que sous celui, planétaire, de l'effet de serre. L'un et l'autre ne peuvent être affrontés que par des changements technologiques de grande ampleur du coté de la demande aussi bien que de l'offre d'énergie. Réacteurs nucléaires plus surs pour la production centralisée d'électricité ou piles à combustibles pour la traction des véhicules en font partie au même titre que les énergies renouvelables. Mais les sociétés sont dissuadées d'avancer dans cette direction par les succès de ce même changement technologique appliqué à l'exploration-production des hydrocarbures. Sans eux, il y a longtemps que se seraient manifestées les tensions sur l'offre de pétrole pronostiquées pour la prochaine décennie.

 

Références.

 

- Campbell (Colin) et Laherrère (Jean). La fin du pétrole bon marché (p. 30-36). Pour la science, Mai 1998.

- Terzian (Pierre). Le gaz naturel : perspectives pour 2010-2020 (disponibilités, contraintes et dépendances). Paris : Economica, 1998, 180 p.

- Grenon (Michel). Energies fossiles et fissiles : dans quelles régions et jusqu'à quand ? (p. 27-64). Energie Internationale 1989-1990. Paris : Economica, 1989, 343p.

- Kraushaar (Jack J) and Ristinen (Robert A). Energy and problems of a technical society. New York : John Wiley and sons,1993,488p.

- Appert (Olivier) et Boy de la Tour (Xavier). Exploration et production des hydrocarbures : les enjeux technologiques pour l'Europe. Revue de l'Energie, fev. 1997, p. 105-119.