Le crépuscule du pétrole

Par Antonio Turiel

dimanche 25 novembre 2012

Chers lecteurs,

Je commence ce billet comme j’ai conclu le précédent : avec le graphique montrant la prévision que fait l’Agence internationale de l’énergie (AIE) dans son dernier rapport annuel, de la production de pétrole selon son scénario de référence, qu’elle appelle le « Scénario des Nouvelles politiques ». Ce graphique, comme je l’ai dit précédemment, montre qu’à l’échelle globale, la production de pétrole brut a déjà commencé son déclin. Certains éléments des prévisions de l’AIE sont quelque peu optimistes, pour ne pas dire fantaisistes, lorsqu’elle parle de la production future des champs de pétrole à découvrir et ceux à mettre en exploitation ; de plus, elle gonfle considérablement les perspectives de production de pétrole non conventionnel, en affirmant qu’en 2035, la barre des 100 millions de barils par jour (Mb/j) sera franchie alors que près de 87 Mb/j ont été produits en 2011. De tout cela, nous avons discuté dans mon précédent billet.

C’est dans ce même billet que Carlos de Castro a fait un commentaire intéressant sur la bonne manière d’interpréter les chiffres de ce scénario. Cela m’a fait penser à un exercice simple, avec des nombres simples, pour montrer que, même avec le scénario merveilleux de l’AIE pour le futur, les chiffres ne sont en fait pas fidèles à la réalité. Même avec le meilleur scénario pour le futur, nous entrons dans la phase de déclin du pétrole. Voyons cela.

J’ai pris le graphique ci-dessus, que j’ai mis en haute-résolution (600 dpi) et j’ai mesuré la hauteur relative des barres. Puis, à l’aide d’une simple règle de trois, j’ai converti les barres dans l’équivalent de la valeur de la production pour chaque année représentée, exprimée en Mb/j. Voici les chiffres que j’ai obtenus :

2000	65,9	65,9	65,9	73,8	74,9	74,9	76,7
2005	70,0	70,0	70,0	79,7	82,0	82,0	83,9
2011	68,2	68,2	68,2	80,2	83,2	84,4	86,2
2015	64,1	68,2	68,2	82,6	86,8	89,3	91,7
2020	56,3	65,3	66,5	82,1	88,0	91,1	94,0
2025	48,0	61,1	65,9	82,1	89,2	93,3	95,8
2030	36,7	56,4	65,3	82,1	90,9	94,6	97,6
2035	25,9	52,2	65,3	83,2	93,3	97,0	100,0

Logiquement, compte tenu de la méthode, ces valeurs ont une certaine marge d’erreur, mais elle est certainement très faible (par exemple, pour 2035, j’obtiens 100 Mb/j comme production totale de pétrole, mais le rapport indique qu’elle est de 99,7 Mb/j, donc l’erreur sur les chiffres doit probablement être inférieure à 0,5 % par rapport aux véritables chiffres de l’AIE).

À partir de ces chiffres, j’ai construit un graphique continu (simple extrapolation linéaire pour les années pour lesquelles nous ne disposons pas de données) ; les couleurs correspondent approximativement à celles du graphique de l’AIE :

Rappelons les différentes catégories. La bande noire ci-dessous représente la production des champs de pétrole brut actuellement exploités (en 2011). La bande de couleur bleu ciel représente la production des champs de pétrole brut qui sont déjà connus, mais ne sont pas exploités en raison de l’absence de demande ou d’un coût de production trop élevé. La bande de couleur bleu foncé représente la production de pétrole brut que l’on attend des champs encore à découvrir. Toutes les autres bandes représentent le pétrole non conventionnel, substituts imparfaits au pétrole. La bande de couleur violette représente la production des liquides de gaz naturel ; la bande de couleur jaune provient de la production de tous les autres pétroles non-conventionnels à l’exception des hydrocarbures légers de réservoir compact ; la bande rouge correspond aux hydrocarbures légers de réservoir compact et la bande verte (contrairement à la couleur utilisée dans le rapport de l’AIE) représente les gains de raffinage.

Bien qu’il s’agisse d’une extrapolation linéaire entre des points consécutifs, la représenter de manière continue permet de se faire une idée plus précise du scénario que l’AIE considère comme le plus proche de la manière dont les choses vont évoluer dans le futur. En particulier, la baisse régulière de la production de pétrole brut devient plus tangible.

Mais revenons-en au commentaire de Carlos de Castro : ce chiffre cache un fait fondamental. Nous faisons la somme de volume d’hydrocarbures en supposant que ces différentes catégories sont équivalentes... alors qu’elles ne le sont pas. Les pétroles non conventionnels, tous, ont des densités d’énergie par unité de volume qui sont environ 70 % de celle du pétrole brut. D’un autre côté, les gains de raffinage font référence à l’augmentation du volume des produits issus du raffinage du pétrole, dont l’augmentation de volume n’a évidemment pas augmenté l’énergie tirée du pétrole. Cela ne signifie pas que les produits raffinés à partir d’un baril de pétrole aient exactement la même quantité d’énergie qu’un baril de pétrole, ou même moins du fait des pertes dans le processus de transformation (la Seconde loi de la thermodynamique est toujours à l’affût). En réalité, ces produits contiennent plus d’énergie que le baril de départ, parce qu’au cours de sa préparation, on utilise du gaz naturel pour hydrogéner les hydrocarbures plus insaturés. Ce qui signifie bien sûr que les produits raffinés à partir d’un baril de pétrole raffiné contiennent moins d’énergie que ce qu’il y avait dans le baril de départ plus le gaz naturel utilisé. Dans tous les cas, tout gain d’énergie ne vient pas de pétrole mais du gaz, donc si nous voulons savoir quelle est la quantité d’énergie qui provient de la production de pétrole lui-même, il nous faut supprimer simplement la bande correspondant aux gains de raffinage. Une fois ces ajustements réalisés (les pétroles non-conventionnels possédant 70 % de l’énergie du même volume de pétrole brut ; les gains de raffinage n’augmentant pas l’énergie tirée du pétrole), on obtient le graphique suivant, dont les valeurs seraient déjà exprimées en unités d’énergie, même si cela n’est guère conventionnel : des millions de barils d’équivalent pétrole brut par jour :

C’est ce graphique que l’AIE devrait soumettre, si elle faisait sa comme elle le devrait, à savoir en donnant des flux en énergie et non en volume. Comme on le voit, les perspectives de croissance de production, lorsque celle-ci est exprimée en termes d’énergie associée, sont beaucoup plus maigres et bien moins encourageantes : on passerait de 79,5 Mb/j (à partir de maintenant, j’entends en équivalent quantité d’énergie) en 2011 à 87,5 Mb/j en 2035.

Ceci dit, ce graphique ne raconte pas non plus toute l’histoire, car il montre l’énergie brute ou totale, mais il ne nous dit pas quelle quantité d’énergie reste disponible pour la société, une fois déduite l’énergie nécessaire pour simplement produire cette énergie et entretenir ces flux. Pour faire une estimation de l’énergie nette, il nous faut connaître le taux de retour énergétique (TRE) des différentes sources d’hydrocarbures assimilés au pétrole. Rappelons que le TRE se calcule grâce à la formule suivante :

TRE = E_t / E_p

où E_t est l’énergie totale produite par une source et E_p est l’énergie nécessaire à sa production, toutes deux étant prises sur l’ensemble de la durée de vie de la source en question. Étant donné le grand nombre de champs et de systèmes de production, je vais supposer que le système est en équilibre dynamique, à savoir qu’aussi bien E_t que E_p peuvent être pris comme des valeurs instantanées (une simplification qui, en réalité, minimise le déclin). Avec cette formulation, l’énergie nette que nous apporte une source durant sa vie entière (et si nous avons de nombreuses sources à différentes étapes de leur durée de vie, cette formule s’applique également à chaque instant à l’ensemble complet) est la suivante :

E_n = E_t – E_p = E_t × (1 – 1/TRE)

Nous avons juste besoin de connaître les valeurs de TRE pour toutes les différentes catégories de graphique de l’AIE. Connaître ces valeurs est très difficile et non exempt de controverse, en fonction de la méthodologie utilisée. Je ne vais pas faire une analyse détaillée de toutes ces valeurs ; je vais simplement proposer des valeurs qui me semblent raisonnables. Comme les chiffres sont sur la table, chacun pourra jouer avec ces valeurs et proposer les changements qui lui semblent les plus appropriés, afin d’obtenir sa propre version. On peut aussi dire que l’AIE elle-même devrait faire cet exercice, dans le but de donner une idée plus claire de ce que sera la disponibilité future de l’énergie pour la société (parce que donner les données brutes, qui incluent les dépenses pour déployer et maintenir les systèmes de production de pétrole, est tout à fait trompeur). Voici mes valeurs ; elles sont toutes constantes dans le temps, ce qui adoucit effectivement le déclin :

Pour le pétrole brut actuellement en production, je suppose une valeur de TRE égale à 20, en accord avec les estimations les plus courantes. Une valeur aussi élevée a peu de conséquences, puisque cela ne retire que 5 % de l’énergie brute pour obtenir l’énergie nette.
Pour le pétrole brut non exploité et plus cher, je suppose un TRE de 5. Certains auteurs le fixent à 3, voire à 2 ; d’autres, à 10. La valeur de 5 me semble un compromis raisonnable : assez faible pour expliquer que certains de ces sites n’aient pas pu être mis en exploitation de manière rentable jusqu’à présent, mais assez élevé pour pouvoir, avec des prix élevés, les mettre en exploitation à présent. Cela implique un rendement en énergie nette de 80 % de l’énergie brute.
Pour le pétrole encore à découvrir, je suppose un TRE de 3. Les champs à découvrir sont pour la plupart en eau profonde, où il faut généralement forer 4 puits secs ou plus avant de trouver celui qui produira du pétrole ; aussi leur rythme de déclin est plus rapide que celui du pétrole de plate-forme ou sur la terre ferme, ce qui signifie qu’il faut forer plus ou faire du forage horizontal. Ils posent plus de problèmes d’entretien et sont beaucoup plus souvent dans les régions tropicales où les ouragans obligent à les fermer de manière régulière et causent des dommages, ce qui en augmente le coût de production en termes de E_p. Font également partie de cette catégorie les pétroles arctiques, qui posent des difficultés similaires. Le rendement énergétique net serait ici 66 % de l’énergie brute.
Pour les liquides de gaz naturel, je suppose un TRE de 5. Si le gaz naturel utilisé est uniquement conventionnel, un TRE de 20 serait plus raisonnable, mais une part très importante de ces liquides devra provenir de gaz non conventionnel, qui ont un TRE très bas. Encore une fois, 80 % de l’énergie brute se retrouve en énergie nette.
Pour les pétroles non-conventionnels, y compris le pétrole léger de réservoir compact, je suppose un TRE de 2. Cette catégorie est majoritairement composée des biocarburants, qui ont un TRE ou 1 ou moins, et les pétroles de schiste, qui ont un TRE de 3 ou moins. Cela signifie que seulement 50 % de l’énergie brute se retrouve exploitée sous forme d’énergie nette.

En tenant compte de toutes ces valeurs, on obtient le graphique suivant :

Ce graphique devrait également être l’un des graphiques produits par l’AIE si elle prenait au sérieux son travail. Et comme vous pouvez le voir, il raconte une histoire bien différente de l’histoire officielle. D’après lui, l’énergie nette de tous les liquides de pétrole, même avec la prévision très exagérée de l’AIE pour l’avenir, culminerait en 2015, avec une valeur maximale de 79,7 Mb/j d’énergie équivalente à celle du pétrole, puis diminuerait lentement jusqu’à 77,1 Mb/j en 2035. En somme, nous serions très proches du point culminant de l’énergie nette tirée du pétrole – un message extrêmement alarmant.

Et que se passerait-il si, au lieu de prendre telles quelles des estimations exagérées comme celles de l’AIE, on en prenait qui ont subi une petite cure de réalisme ? Il est difficile de faire une estimation précise de ce que serait réellement la production des différentes catégories de liquides assimilés au pétrole (en tout cas pour moi qui ne suis pas géologue ; les membres de l’ASPO, cependant, ont de bonnes estimations de chacune d’entre elles). Néanmoins, il est facile d’obtenir une approximation un peu plus réaliste de ce que serait le véritable futur de la production de pétrole. Ceux qui le souhaitent pourraient trouver l’approche discutable ; je décris ici les hypothèses et les chiffres, pour tous ceux qui veulent refaire les calculs à leur goût :

Selon l’édition 2010 du rapport de l’AIE elle-même, et selon le Directeur général de la Shell, Peter Voser, le déclin des puits de pétrole brut actuellement en exploitation est de 5 % par an, et non pas 3,3 % par an comme le suppose le présent rapport de l’AIE. J’ai corrigé cette tendance.
Sur les puits aujourd’hui non exploités, tous ne pourront sûrement pas être exploités, en partie parce que le prix du baril nécessaire pour qu’ils soient rentables est trop élevé pour que la société puisse se permettre de le payer (nous avons déjà discuté du fait que, contrairement à ce que dit l’orthodoxie économique, l’énergie n’est pas une marchandise comme les autres, et tous les prix ne sont pas payables dans notre système actuel), et en partie parce qu’il n’existe pas de méthode efficace pour traiter cette production potentielle (le cas le plus évident est celui, que nous avons si fréquemment commenté, du champ de Manifa, en Arabie saoudite, dont le pétrole est si riche en vanadium qu’aucune raffinerie dans le monde n’est capable de le raffiner). Je crois aussi que l’AIE pèche par optimisme quant au potentiel de ces sources. En prenant tout ceci en compte, j’ai choisi de réduire cette quantité de moitié.
Pour les puits encore à découvrir, il est reconnu que les estimations de l’AIE supposent un taux de découvertes couronnées de succès 4 fois plus élevé que celui effectivement constaté durant les 20 dernières années. Ajoutez à cela que, dans un contexte d’instabilité économique, la tendance des grandes entreprises à ne pas investir davantage dans l’exploration et le développement, voire à réduire leurs investissements (entre 2008 et 2009, ces investissements ont chuté de 19 %, et ils ne sont ensuite remontés que lentement dans les années qui ont suivi, alors qu’ils auraient dû augmenter considérablement pour compenser les difficultés d’exploitation croissantes que rencontraient ces compagnies). En fait, de nombreuses compagnies pétrolières ont jeté l’éponge et ont renoncé à continuer de chercher plus de pétrole. Par conséquent, j’ai réduit cette quantité à un quart de l’estimation de l’AIE.
En ce qui concerne les liquides de gaz naturel, seul un tiers de son contenu en masse contient des chaînes d’hydrocarbures assez longues pour être utilisables comme carburant dans les moteurs actuels, sous forme d’essence raffinée (mais pas de carburant Diesel qui pose de nombreux défis spécifiques). Leur permettre de brûler directement les gaz plus légers (dont l’appellation « liquides de gaz naturel » est tout à fait trompeuse), à savoir, le propane et le méthane, imposerait une refonte majeure des moteurs à essence actuels (on peut également synthétiser de l’éthanol à partir d’éthane et l’utiliser directement dans les moteurs). Les coûts d’adaptation ne sont pas très élevés, mais ils exigent également un certain investissement auquel la société est peu encline en période de crise, et qui sont, de plus, uniquement applicables aux moteurs à essence (quand la majorité du parc automobile privé en Europe possède un moteur Diesel, et quand toute la machinerie lourde à travers le monde repose aussi sur le Diesel). En étant très généreux, j’accepte qu’un tiers de ces liquides de gaz naturel puissent être utilisables comme substituts au pétrole.
En ce qui concerne le pétrole léger de réservoir compact, nous avons discuté du fait que les estimations étaient très exagérées. J’ai réduit cette quantité de moitié.
Je laisse tel quel le reste des pétroles conventionnels.

Avec ces hypothèses, le graphique pour l’énergie nette que l’obtient est le suivant :

Le résultat est évident : nous sommes déjà dans l’année du début du déclin final de l’énergie nette. En fait, cela pourrait être n’importe quand entre maintenant et 2015, car les données de l’AIE sont discrétisées tous les 5 ans, et on ne peut donc pas être plus précis que cela. D’un autre côté, on peut dire que le pic de l’énergie nette tirée du pétrole ne signifie pas le pic de toute l’énergie, parce que d’autres sources disposent encore d’une certaine marge avant de passer leur propre pic et vont en partie compenser cette chute ; cependant, comme la baisse du pétrole est plus forte, elle sera plus difficile à compenser et dans un futur pas très éloigné, se combinant à la fin de la croissance des autres sources, elle finira par être inexorable. Enfin, notez que la baisse de l’énergie nette tirée du pétrole ne sera reconnue qu’une fois que celle du volume de pétrole sera évidente (comme on le voyait dans le premier graphique), dans la mesure où le concept d’énergie nette est plus difficile à saisir. Nous savons que le cursus classique de formation en économie ne peut pas reconnaître ou comprendre le concept de Taux de Retour Énergétique, car la seule explication que cette discipline donne lorsque la production de pétrole décline est que le secteur n’investit pas assez dans l’exploration et le développement (comme ce qui se passe en ce moment en Argentine) sans comprendre qu’il ne peut exister de production économique si les produits énergétiques n’existent pas. Cela conduira à des débats acrimonieux qui vont déboucher sur des politiques erratiques faisant plus de mal que de bien, sur des positions plus radicalisées et sur l’adoption finale, dans de nombreux cas, de mesures draconiennes d’inspiration populiste qui ne résoudront rien et aggraveront tout.

Le dernier élément factuel est que l’ère du pétrole touche à sa fin. Du pétrole continuera à être disponible pendant de nombreuses décennies, mais il sera de plus en plus rare et finira par être un produit de luxe. Notre ère de développement économique accéléré basé sur le pétrole pas cher est déjà finie. C’est le crépuscule du pétrole. Et si nous refusons de le voir, cela pourrait aussi bien être le nôtre.

Salutations,

AMT