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De nombreux experts étaient présents à Bruxelles pour la neuvième conférence internationale de l’ASPO sur le pic pétrolier. De Colin Campbell à Jeff Rubin, en passant par Jean Laherrère ou Kjell Aleklett, tous ont fait part de leur analyse sur la question du pic pétrolier et plus généralement de l’avenir des énergies fossiles et des alternatives dans le monde.
L’économiste, l’agronome, le politique, l’expert pétrolier, l’investisseur financier, l’ingénieur, l’expert climat et le géographe n’ont pas forcément la même analyse du constat ni la même vision de l’avenir. Cependant, le mélange de toutes ces visions a permis de faire ressortir des éléments marquants et d’esquisser les grandes lignes de cet avenir sans pétrole.
Je vous propose, dans ce premier article, de dresser un constat concernant l’évolution de la production d’hydrocarbures.
Pic de pétrole
Le pic de pétrole conventionnel est dépassé (depuis 2006 selon l’AIE), la production n’augmentera plus. La production totale de carburants liquides, incluant les biocarburants et liquides de gaz naturel est encore en faible croissance (88 Mb/j -Millions de barils par jour- ces derniers mois) mais sera très contrainte :
Capacités d’augmentation de la production :
Maximum de + 6Mb/j entre 2010 et 2015, dont deux tiers sont issues de l’OPEP (+2,1 Mb/j) et du gaz naturel liquéfié (+2,3 Mb/j).
Le graphique ci-dessous montre que le potentiel d’augmentation de la production, entre 2009 et 2015 reste très faible (< 1,5 Mb/j à partir de 2011).
Ces capacités sont supposées faire face aux 3 Mb/j qu’il faudra compenser chaque année dans les gisements matures en déclin !
Les courbes présentées par Kjell Aleklett, président de l’ASPO, montrent que la courbe de production actuelle se situe entre les scénarios standard et pessimiste.
Ces capacités sont supposées faire face aux 3 Mb/j qu’il faudra compenser chaque année dans les gisements matures en déclin !
Les courbes présentées par Kjell Aleklett, président de l’ASPO, montrent que la courbe de production actuelle se situe entre les scénarios standard et pessimiste.
Pic de gaz
Le pic mondial de gaz devrait être atteint en 2030 (voir en fin d'article) et une attention particulière a été portée sur la situation en Europe. En effet, celle-ci dépend à 67% du gaz en provenance de la Russie (40%) et de la Norvège (27%).
Or, la Norvège devrait atteindre son pic de production entre 2015 et 2020.
La Russie, dont 50% de la production se situe sur des gisements en déclin, devrait atteindre son pic entre 2030 et 2035.
Au-delà du problème de production, c’est surtout la distribution du gaz qui posera problème. En effet, le marché asiatique, avec la Chine et le Japon notamment, augmente considérablement ses importations et la Russie elle-même consomme une part de plus en plus importante de sa production. Les volumes disponibles pour l’Europe risquent de diminuer considérablement.
Les hydrocarbures non conventionnels
Deep offshore (profondeur >500m) : Le potentiel semble assez restreint et représente environ 5% des ressources pétrolières mondiales. Les gisements principaux exploités actuellement totalisent 91 Gb. Le développement des capacités de production est extrêmement coûteux (environ 10 Md € par champ) notamment parce que la plupart des opérations sont effectuées sur place, en pleine mer (production, traitement, stockage et export). Le record de profondeur est de 8600 m sous le niveau de la mer !
Shale Gas (gaz de schiste) : les progrès techniques réalisés permettraient de diminuer les coûts de production et le taux de récupération. Cependant, les problèmes environnementaux ne sont pas pris en compte dans les analyses, comme l’utilisation et la pollution d’énormes quantités d’eau. Les ressources mondiales exploitables sont estimées 37.500 Gm3 (la consommation mondiale est d’environ 3.000 Gm3 /an).
Gazéification du charbon : Il a été également question de la gazéification souterraine du charbon, technologie en cours de développement à grande échelle. Le procédé consiste à injecter de l’air, de l’oxygène et de l’eau dans des couches de charbon, puis d’extraire un mélange complexe composé de gaz de synthèse (H2, CO, CH4, H2S et CO2), de vapeur, de charbon liquéfié et de particules. Cette technologie nécessite une grande puissance thermique (45 à 55 MW). Les réserves minières actuelles en Europe sont estimées à 254 Milliards de tonnes. Une petite pointe d’ironie avec ce logo « Clean coal » dans le bas du diaporama, tentant de faire croire qu'il est possible d’utiliser proprement du charbon !
Le pic mondial de charbon devrait avoir lieu en 2055 (s’il n’y a pas de réduction de la demande).
Toutes ces estimations sont représentées sur les courbes ci-dessous, présentées par Jean Laherrère à l’ouverture de la conférence.
En bref
La production de pétrole conventionnel diminue fortement. La croissance de la production d'hydrocarbures non-conventionnels est très limitée, notamment à cause de investissements financiers majeurs qu'il faut réaliser, mais également à cause des grandes contraintes environnementales (climat, eau potable ...).
Le temps de l'énergie bon marché est terminé car la seule source peu coûteuse en production (<20$/baril) mais également en investissement, a entamé son déclin.
Évidemment, les aspects économiques ont une influence majeure sur l'évolution de ces courbes, tant pour la consommation que pour les capacités de production.
source: Agoravox
L’économiste, l’agronome, le politique, l’expert pétrolier, l’investisseur financier, l’ingénieur, l’expert climat et le géographe n’ont pas forcément la même analyse du constat ni la même vision de l’avenir. Cependant, le mélange de toutes ces visions a permis de faire ressortir des éléments marquants et d’esquisser les grandes lignes de cet avenir sans pétrole.
Je vous propose, dans ce premier article, de dresser un constat concernant l’évolution de la production d’hydrocarbures.
Pic de pétrole
Le pic de pétrole conventionnel est dépassé (depuis 2006 selon l’AIE), la production n’augmentera plus. La production totale de carburants liquides, incluant les biocarburants et liquides de gaz naturel est encore en faible croissance (88 Mb/j -Millions de barils par jour- ces derniers mois) mais sera très contrainte :
Capacités d’augmentation de la production :
Maximum de + 6Mb/j entre 2010 et 2015, dont deux tiers sont issues de l’OPEP (+2,1 Mb/j) et du gaz naturel liquéfié (+2,3 Mb/j).
Le graphique ci-dessous montre que le potentiel d’augmentation de la production, entre 2009 et 2015 reste très faible (< 1,5 Mb/j à partir de 2011).
Ces capacités sont supposées faire face aux 3 Mb/j qu’il faudra compenser chaque année dans les gisements matures en déclin !
Les courbes présentées par Kjell Aleklett, président de l’ASPO, montrent que la courbe de production actuelle se situe entre les scénarios standard et pessimiste.
Ces capacités sont supposées faire face aux 3 Mb/j qu’il faudra compenser chaque année dans les gisements matures en déclin !
Les courbes présentées par Kjell Aleklett, président de l’ASPO, montrent que la courbe de production actuelle se situe entre les scénarios standard et pessimiste.
Pic de gaz
Le pic mondial de gaz devrait être atteint en 2030 (voir en fin d'article) et une attention particulière a été portée sur la situation en Europe. En effet, celle-ci dépend à 67% du gaz en provenance de la Russie (40%) et de la Norvège (27%).
Or, la Norvège devrait atteindre son pic de production entre 2015 et 2020.
La Russie, dont 50% de la production se situe sur des gisements en déclin, devrait atteindre son pic entre 2030 et 2035.
Au-delà du problème de production, c’est surtout la distribution du gaz qui posera problème. En effet, le marché asiatique, avec la Chine et le Japon notamment, augmente considérablement ses importations et la Russie elle-même consomme une part de plus en plus importante de sa production. Les volumes disponibles pour l’Europe risquent de diminuer considérablement.
Les hydrocarbures non conventionnels
Deep offshore (profondeur >500m) : Le potentiel semble assez restreint et représente environ 5% des ressources pétrolières mondiales. Les gisements principaux exploités actuellement totalisent 91 Gb. Le développement des capacités de production est extrêmement coûteux (environ 10 Md € par champ) notamment parce que la plupart des opérations sont effectuées sur place, en pleine mer (production, traitement, stockage et export). Le record de profondeur est de 8600 m sous le niveau de la mer !
Shale Gas (gaz de schiste) : les progrès techniques réalisés permettraient de diminuer les coûts de production et le taux de récupération. Cependant, les problèmes environnementaux ne sont pas pris en compte dans les analyses, comme l’utilisation et la pollution d’énormes quantités d’eau. Les ressources mondiales exploitables sont estimées 37.500 Gm3 (la consommation mondiale est d’environ 3.000 Gm3 /an).
Gazéification du charbon : Il a été également question de la gazéification souterraine du charbon, technologie en cours de développement à grande échelle. Le procédé consiste à injecter de l’air, de l’oxygène et de l’eau dans des couches de charbon, puis d’extraire un mélange complexe composé de gaz de synthèse (H2, CO, CH4, H2S et CO2), de vapeur, de charbon liquéfié et de particules. Cette technologie nécessite une grande puissance thermique (45 à 55 MW). Les réserves minières actuelles en Europe sont estimées à 254 Milliards de tonnes. Une petite pointe d’ironie avec ce logo « Clean coal » dans le bas du diaporama, tentant de faire croire qu'il est possible d’utiliser proprement du charbon !
Le pic mondial de charbon devrait avoir lieu en 2055 (s’il n’y a pas de réduction de la demande).
Toutes ces estimations sont représentées sur les courbes ci-dessous, présentées par Jean Laherrère à l’ouverture de la conférence.
En bref
La production de pétrole conventionnel diminue fortement. La croissance de la production d'hydrocarbures non-conventionnels est très limitée, notamment à cause de investissements financiers majeurs qu'il faut réaliser, mais également à cause des grandes contraintes environnementales (climat, eau potable ...).
Le temps de l'énergie bon marché est terminé car la seule source peu coûteuse en production (<20$/baril) mais également en investissement, a entamé son déclin.
Évidemment, les aspects économiques ont une influence majeure sur l'évolution de ces courbes, tant pour la consommation que pour les capacités de production.
source: Agoravox