Réserves
La question des réserves de pétrole est un sujet de controverse majeur parmi les experts, les producteurs et les consommateurs. La crainte d'épuisement des réserves n'est pas nouvelle; elle a connu son heure de réputation par la courbe Peak de King Hubbert, géophysicien de Shell dès 1949. On distingue d'abord les réserves de pétrole conventionnelles et les réserves de pétrole non conventionnelles.
On appelle réserves conventionnelles de pétrole, celui qui est extrait par les méthodes utilisées depuis le début du XXè siècle par forages profonds dans une poche et extraction par pression naturelle due aux gaz enfermés avec le pétrole liquide, ou par pompage. On appelle réserves non conventionnelles les ressources minérales qu'on ne peut pas extraire de cette manière, ce qui s'applique aux schistes et sables bitumineux. Les principaux gisements connus sont au Canada (Athabasca exploité depuis 30 ans et qui constitue la référence des exploitations futures), au Venezuela (Orinco) et aux États-Unis (Wyoming, Utah et Colorado). Les réserves de schistes et sables bitumineux et asphaltiques sont énormes - du même order voire plus que les réserves de pétrole prouvées (1200 milliards de barils). Voir cette étude complète du sujet. Article extrait de cette revue.
Mais on a aussi tendance à qualifier de réserves non conventionnelles celles qui ne peuvent être extraites de gisements classiques par les technologies utilisées jusque maintenant et pour lesquelles il faut recourir à des techniques dites de récupération secondaire par injection de gaz sous pression (une utilisation de CO2 capté dans les centrales thermiques).
A cette notion de conventionnel/non conventionnel vient s'ajouter la notion de rentabilité économique d'exploitation. Pour un volume donné de réserves, quel est le cout d'extraction maximum que l'on peut consentir sans perte d'argent. C'est le prix du marché moins les coûts de transport, moins les coûts de raffinage, moins les coûts de distribution jusqu'à la pompe de l'utilisateur final. Autrement dit, le prix de marché fixe le coût de production, lequel permet d'affecter à différents volumes de réserves la qualification "est extractible dans les conditions économiques du moment" ou "n'est pas extractible". Mais l'application de ce critère n'est pas d'une rigueur scientifique absolue. Prenons l'exemple du charbon en exploitation souterraine, que je connais le mieux. Pour extraire du charbon, il faut développer une mine, creuser des galeries, amener des équipements, mettre du personnel, et en même temps disposer de toutes les infrastructures nécessaires au jour, distribution d'air comprimé et d'électricité, transports, puits et machines d'extraction... Tout cela induit une complexité telle, que la prévision du coût total de production et sa comparaison avec le prix du marché, pour dire c'est exploitable ou non, est entachée d'approximation. Évidemment quand on est à des coûts de production très loin des prix de marché pratiqués, c'est relativement facile de trancher. Il doit en être de même pour le pétrole.
Pour les schistes et sables bitumineux, le critère est la quantité d'huile contenue par tonne. La référence actuelle est celle retenue à Athabasca Alberta Canada qui est de 22 barils/tonne. à cette teneur les réserves mondiales sont estimées de l'ordre de 700 milliards de barils - les réserves mondiales de pétrole sont de l'ordre de 1200 milliards de barils.
Un autre aspect de la quantification des réserves de pétrole est lié à la génèse des gisements et à leur typologie. Le pétrole est contenu dans des poches ou reservoirs et en imbibe les roches perméables. Les réserves sont donc relativement concentrées. Et vu les coûts d'exploration les exploitants ne dépensent que le strict nécessaire pour assurer une production sur 20-30 ans. Il en va différement du charbon qui s'étend sur des surfaces beaucoup plus importante; les recherches découvrent ainsi des réserves beaucoup plus importantes, généralement plus élevées que la durée de vie économique de 20 ans. Ainsi les réserves des grands gisements de charbon sont typiquement de l'ordre de 300 ans.
Voir ici la formation des gisements de pétrole
C'est à cause de ces éléments que les avis sont partagés quant à la validité du peak de Hubbert et surtout la date à laquelle les réserves, la production et donc la consommation commenceront à baisser. Il est certain que les réserves s'épuiseront un jour, la question est "Quand?".
Voir ici réserves de pétrole dit conventionnelles en 2001 (1 032 132 millions de barils. Elles représentent de l'ordre de 40 années de production 2001 (76 millions de barils/jour). Et ce chiffre est quasiment constant depuis des décennies en raison des nouvelles découvertes. Les mineurs définissent ce qu'ils appellent un taux de fusion des réserves, c'est à dire un rapport entre les réserves moins ce qu'on a extrait plus ce qu'on a trouvé. Le taux de fusion est de 1 si les réserves restent stables, négatif si elles diminuent ou s'épuisent, positif si elles augment. En pétrole le taux de fusion est grosso-modo de 1.
Production et consommation
Production
On a pris l'habitude de compter la production de pétrole en unités de volume, le baril américain de 42 gallons - 1 baril = 160 litres. En tonnes plutôt qu'en volume, cela dépend de la densité; une tonne de pétrole brut fait entre 7 et 9.3 barils, la moyenne mondiale se situant aux environs de 7.6 barils par tonne. On compte donc la production et la consommation mondiale en équivalent barils/jour.
Voici la production mondiale depuis 2005 et prévision 2009
On voit notamment que la part du cartel pétrolier de l'OPEP est aujourd'hui seulement de 42% du total. C'est la Russie grand producteur de pétrole, gaz et métaux non ferreux qui explique cette situation. 87.65 millions de barils par jour, cela fait donc à 7.6 barils/tonne, 11.53 millions de tonne/jour soit 4.2 milliards de tonnes/an et la progression annuelle prévue est de 1.3% par an, sur la base de l'évolution constatée depuis 2005. La plupart des experts du pétrole estiment que la production ne pourra pas dépasser 100 millions de barils/jour.
Consommation
Voici la consommation mondiale depuis 2005 et la prévision 2009.
On voit notamment les parts relatives des États-Unis, de l'Europe et de la Chine; respectivement 23.8%, 17.3% et 9.6%. Et la progression annuelle prévue est de 1.56% par an, sur la base de l'évolution constatée depuis 2005.
Voir ces statistiques détaillées.
La consommation mondiale augmente à cause de l'augmentation de la population mondiale -6.6 milliards en 2007 - et de la croissance économiquede la Chine, de l'Inde, du Brésil et des autres pays émergeants - un rattrapage par rapport aux pays développés. Face à cet accroissement de la demande, la croissance des capacités de raffinage peine à suivre. Il ne sert à rien d'inonder le marché de pétrole brut si on ne peut pas le raffiner. Les raffineries de pétrole des pays développés sont anciennes et on n'en construit plus à cause de l'opposition des écologistes. C'est notamment le cas aux États-Unis. Voir ceci.
Voir ici la situation des raffineries de la France.
Donc pour le moment, la demande est supérieure à l'offre, ce qui explique une partie de la hausse du prix du pétrole brut. Une autre cause de la hausse est la situation politique instable dans certains des pays producteurs et la survenance d'évènements sociaux ou terroristes; c'est le cas aujourd'huien Irak, en Iran, au Nigéria; et demain ce sera ailleurs comme par exemple au Vénézuela ou en Russie. Ces éléments d'instabilité jouent sur les prix car une grande part des transactions d'achat/vente de pétrole est faite de manière différée. S'ajoute à cela le coût du transport maritime. Avec la croissance de la demande, les capacités de transport sont elles aussi insuffisantes et les prix augmentent. La Chine et l'Inde sont les deux géants mondiaux qui affectent le marché du pétrole. Autre idée, si la Chine se mettait à avoir la même consommation spécifique de pétrole liée aux transports, que l'Union Européenne, une consommation déjà beaucoup plus faible que celle des États-Unis, elle consommerait l'équivalent de la production de tout le Moyen-Orient. Une impossibilité donc, qui indique que quelque chose doit changer d'ici là.
Voir l'ensemble de la filière pétrole énergie.
Mis en ligne le 06/03/2012 
