Les combustibles fossiles : quels usages, quelles réserves ?

Pétrole et char­bon réunis assurent, dans la majo­ri­té des pays du monde, la four­ni­ture de l’es­sen­tiel des besoins énergétiques.

Dans la cadre de la pro­po­si­tion d’un pano­ra­ma com­plet du pro­blème du réchauf­fe­ment cli­ma­tique il est donc impor­tant de bien cer­ner les contours des usages et des réserves pour ces deux sources d’énergie.

Le charbon

Le char­bon reste une éner­gie en déve­lop­pe­ment, même si sa part rela­tive décline. C’est l’une des bases de l’ap­pro­vi­sion­ne­ment mon­dial en éner­gie, après le pétrole, mais avant le gaz natu­rel. L’u­ti­li­sa­tion est for­te­ment concen­trée sur quelques pays : Chine et Etats-Unis consomment à eux seuls 55% du total mon­dial, et 75% de la consom­ma­tion est effec­tué dans six pays seule­ment (2,8 Gt sur 3,7 Gt).

Le char­bon voyage peu. Son coût ren­du à l’u­ti­li­sa­teur est consti­tué pour 50 à 80% de coûts de transport.

• Le com­merce inter­na­tio­nal reste limi­té, même s’il croît : 500 Mt, soit moins de 15% de la production.
• Les grands pays char­bon­niers sont assez autar­ciques, sauf l’Aus­tra­lie, qui exporte la majeure par­tie de sa pro­duc­tion et en sens inverse le Japon, qui importe toute sa consommation.

Mais le déve­lop­pe­ment des nou­velles zones de consom­ma­tion (Asie) passe par les importations.

RÉSERVES PLANÉTAIRES DE COMBUSTIBLES (mil­liards de tep)

Par­tout, le déve­lop­pe­ment du char­bon est déter­mi­né par le déve­lop­pe­ment de la pro­duc­tion d’électricité.

Dans les grands pays indus­triels, l’autre grand usage du char­bon est la fabri­ca­tion d’a­cier (filière coké­fac­tion – haut-four­neau) qui a quelques dizaines de belles années devant elle en termes de supé­rio­ri­té technologique.

Consom­ma­tion de char­bon par pays (Mt)

Dans cer­tains vieux pays char­bon­niers (Alle­magne, Pays de l’Est), le char­bon reste uti­li­sé comme éner­gie de base dans les usages ther­miques indus­triels et de chauffage.

Dans plu­sieurs pays émer­gents (Bré­sil, Chine, I^nde), le déve­lop­pe­ment des indus­tries sidé­rur­gique et cimen­tière (dans une moindre mesure) déter­mine une part notable des nou­veaux besoins de charbon.

Le char­bon pré­sente quand même quelques contraintes lourdes à l’u­ti­li­sa­tion, notam­ment envi­ron­ne­men­tales (pol­lu­tion locale et effet de serre). Il en résulte des coûts de mise en uvre pou­vant être éle­vés, se tra­dui­sant par une décote de la thermie-charbon.

EXPORTATIONS PAR PAYS (Mt)​

IMPORTATIONS DE HOUILLE PAR ZONES (Mt)

Mais, spon­ta­né­ment, le char­bon conti­nue­ra de se développer :

• Parce que les réserves sont abon­dantes pour le très long terme (plus de 2 siècles sur la base actuelle de consom­ma­tion) et diver­si­fiées dans des pays sûrs.
  L’im­por­tance de ces réserves est telle que plu­sieurs pays qui n’en détiennent qu’une part infime (Colom­bie, Indo­né­sie, Vene­zue­la) peuvent être des acteurs impor­tants sur un mar­ché inter­na­tio­nal qui reste rela­ti­ve­ment étroit.
• La fai­blesse du mar­ché inter­na­tio­nal par rap­port aux réserves garan­tit une cer­taine sta­bi­li­té des prix à moyen terme (quelques décen­nies). Les prix CIF Europe res­tent depuis bien­tôt 20 ans entre 35 et 50 USD/t.
• Les Etats-Unis sont ce que l’on appelle un pro­duc­teur pou­mon : plu­sieurs mil­liers de tonnes de capa­ci­tés annuelles s’a­justent conjonc­tu­rel­le­ment à la demande, per­met­tant de conte­nir les coûts,
• Les pro­grès tech­niques, notam­ment la part crois­sante des mines à ciel ouvert.
• Les besoins d’élec­tri­ci­té sont sur une hausse ten­dan­cielle, et on ne va pas par­tout opter spon­ta­né­ment pour le gaz.

Or l’al­ter­na­tive char­bon-gaz pour l’élec­tri­ci­té est incon­tour­nable dans les pays développés.

Le pétrole

Nom­breuses sont les études sur les évo­lu­tions futures du sec­teur de l’éner­gie. Les résul­tats peuvent en être le plus sou­vent résu­més au moyen d’un cer­tain nombre de sce­na­rii. Ils sont dif­fé­rents d’un orga­nisme à l’autre mais on dis­tingue en géné­ral un (ou des) scénario(s) d’ex­tra­po­la­tion des ten­dances actuelles (« Conven­tio­nal wis­dom » ou « Busi­ness as usual ») de sce­na­rii plus volon­ta­ristes ou plus effi­caces en matière de pro­tec­tion de l’en­vi­ron­ne­ment et de maî­trise de l’éner­gie (scé­na­rio C du Conseil Mon­dial de l’Éner­gie, scé­na­rio « Forum » de la CCE, scé­na­rio « Ener­gy Savings » de l’AIE, scé­na­rio NOE de B. Des­sus)¹.

Par­mi les points com­muns à la plu­part des études, on peut citer le fait que la crois­sance de la demande d’éner­gie en géné­ral, et de pétrole en par­ti­cu­lier, vien­dra prin­ci­pa­le­ment des pays en déve­lop­pe­ment du sud-est asia­tique et que la part du sec­teur des trans­ports dans la consom­ma­tion de pro­duits pétro­liers est sur une ten­dance de crois­sance au détri­ment des usages moins « nobles ».

Il importe de noter que la part du pétrole uti­li­sée pour la pétro­chi­mie² est faible, et que l’es­sen­tiel du pétrole sert de car­bu­rant dans les moteurs ou de com­bus­tible dans les chaufferies.

Le concept de réserves

His­to­ri­que­ment, la prin­ci­pale ques­tion – hors pro­blèmes cli­ma­tiques – a tou­jours été de savoir de com­bien d’an­nées de pro­duc­tion nous étions assu­rés, c’est à dire de ce que nous avions « en réserve ».

Une ques­tion de voca­bu­laire tout d’abord :

• Les res­sources d’un bas­sin ou d’une zone géo­gra­phique, encore appe­lées « volumes en place » sont les quan­ti­tés totales d’hy­dro­car­bures pré­sentes dans les champs décou­verts et à décou­vrir dans la région consi­dé­rée sans aucune consi­dé­ra­tion tech­nique ou éco­no­mique. Elles incluent les quan­ti­tés de pétrole non conven­tion­nel. Seule une frac­tion des res­sources est récupérable.
• Les réserves sont les quan­ti­tés que l’on espère extraire des gise­ments et exploi­ter de manière ren­table dans un ave­nir proche. Le pas­sage de res­source à réserve est carac­té­ri­sé par le taux de récu­pé­ra­tion.

La notion de réserve est com­plexe. Elle est liée à la connais­sance géo­lo­gique que l’on a des bas­sins pétro­liers, aux per­for­mances de la tech­no­lo­gie du moment qui peuvent évo­luer grâce aux pro­grès tech­niques et entraî­ner par exemple une amé­lio­ra­tion signi­fi­ca­tive du coef­fi­cient de récu­pé­ra­tion et à des fac­teurs éco­no­miques et fis­caux, tels le mon­tant des inves­tis­se­ments réa­li­sés pour déve­lop­per le champ, les dif­fé­rents coûts d’ex­ploi­ta­tion mais aus­si le prix du pétrole et les impôts et taxes qui évo­luent en permanence.

Consom­ma­tion de pétrole en Mt par secteur

De plus, les réserves ont une dimen­sion poli­tique. Ce sont sou­vent, en effet, des éva­lua­tions four­nies par les gou­ver­ne­ments et donc des don­nées qui évo­luent selon l’en­vi­ron­ne­ment (à com­pa­rer avec un par­ti­cu­lier qui donne des infor­ma­tions dif­fé­rentes sur sa for­tune selon qu’il répond au fisc ou qu’il veut obte­nir un prêt de son ban­quier). Ain­si, on a consta­té les modi­fi­ca­tions suivantes :

• dimi­nu­tion des réserves décla­rées par le gou­ver­ne­ment mexi­cain lors de la négo­cia­tion de l’A­LE­NA afin de faire preuve de ” »bonne conduite »,
• aug­men­ta­tion du mon­tant des réserves décla­rées OPEP au moment de l’é­ta­blis­se­ment des quotas.

Tous ces fac­teurs qui agissent sur la valeur des réserves sont des fac­teurs dyna­miques qui varient en permanence.

Les réserves d’un gise­ment pétro­lier ne sont connues avec exac­ti­tude que lorsque la pro­duc­tion est défi­ni­ti­ve­ment arrê­tée. Aupa­ra­vant les experts peuvent four­nir des four­chettes d’es­ti­ma­tion à par­tir des études géo­lo­giques, géo­phy­siques et d’in­gé­nie­rie du réser­voir. Mais les orga­nismes qui publient des valeurs de réserves ne dif­fusent en géné­ral qu’un seul chiffre et les défi­ni­tions res­tent mul­tiples mal­gré les efforts de dif­fé­rents comi­tés qui se sont réunis pour cla­ri­fier la question.

Classification des réserves

Les réserves se sub­di­visent en trois catégories :

• les réserves prou­vées : ce sont les quan­ti­tés d’hy­dro­car­bures récu­pé­rables à par­tir des res­sources prou­vés aux condi­tions éco­no­miques et tech­niques du moment. Les études géo­lo­giques estiment leur pré­sence avec une pro­ba­bi­li­té d’exis­tence supé­rieure à 85–95 % (chiffre qui varie selon les organismes).
  Les réserves prou­vées se divisent en deux sous-catégories :
  – les réserves prou­vées déve­lop­pées : les réserves sont récu­pé­rées à par­tir de gise­ments pour les­quels le déve­lop­pe­ment a été déci­dé, est en cours ou est terminé,
  – les réserves prou­vées non déve­lop­pées lorsque le déve­lop­pe­ment n’a pas encore été décidé.
• les réserves pro­bables : ce sont les quan­ti­tés d’hy­dro­car­bures sus­cep­tibles d’être pro­duites à par­tir des réser­voirs prou­vés ou pro­bables aux condi­tions éco­no­miques et tech­niques d’un futur proche. La pro­ba­bi­li­té d’exis­tence de ces réserves est esti­mée à 50%. Les réserves pro­bables com­prennent les quan­ti­tés d’hy­dro­car­bures récu­pé­rables par de nou­velles méthodes connues mais non opérationnelles.
• les réserves pos­sibles : ce sont les quan­ti­tés d’hy­dro­car­bures récu­pé­rables à par­tir des réser­voirs prou­vés, pro­bables et pos­sibles aux condi­tions éco­no­miques et tech­niques dans un futur non déter­mi­né. Leur pré­sence est esti­mée par une pro­ba­bi­li­té entre 5 et 10%.

Les réserves espé­rées sont défi­nies en pon­dé­rant les dif­fé­rentes caté­go­ries des réserves par des pro­ba­bi­li­tés ; les pro­ba­bi­li­tés que l’on trou­ve­ra le plus cou­ram­ment sont :

• Réserves espé­rées = réserves prou­vées + ²⁄₃ ou (1÷2) réserves pro­bables + ¹⁄₃ ou (1÷4) réserves possibles
• Les réserves ini­tiales sont la somme de la pro­duc­tion cumu­lée et des réserves prou­vées, pro­bables et possibles.
• Les réserves res­tantes sont une abré­via­tion de la notion réserves res­tant à produire.

Les réserves prou­vées de pétrole sont aujourd’­hui géné­ra­le­ment esti­mées à 1.000 mil­liards de barils, soit 138 mil­liards de tonnes. Au rythme actuel de pro­duc­tion, la durée de vie de ces réserves serait ain­si de 45 ans (ratio réserve/production). Les deux tiers sont situées au Moyen-Orient. Les réserves ultimes récu­pé­rables sont esti­mées en moyenne à 2.000 mil­liards de barils (2.200 pour l’USGS, Uni­ted States Geo­lo­gi­cal Survey).

Évolution des réserves dans l’avenir

La ques­tion des réserves res­tant à décou­vrir est très controversée.

Clas­si­fi­ca­tion des réserves

Les « pes­si­mistes » estiment que la pro­duc­tion de pétrole conven­tion­nel ne peut que décroître dès le début des années 2000, à par­tir d’un cer­tain nombre d’observations.

55 à 60 % des réserves prou­vées ini­tiales appar­tiennent à des champs géants (c’est-à-dire à des champs dont les réserves sont supé­rieures à 500 Mb) décou­verts il y a 20 ou 30 ans. Le monde compte actuel­le­ment 360 gise­ments géants de pétrole qui repré­sentent moins de 1 % du nombre total de champs découverts.

Or, actuel­le­ment, les décou­vertes de cette taille se font rares. À titre de com­pa­rai­son, la décen­nie des années 60 a per­mis de décou­vrir une cen­taine de ce type de champ alors que la décen­nie 80 n’a per­mis que la décou­verte de 29 géants. Dans cer­taines zones, comme aux États-Unis, on ne parle plus que de décou­vertes marginales.

Plus géné­ra­le­ment, il devient de plus en plus dif­fi­cile de décou­vrir de nou­veaux gise­ments. Au cours de ces der­nières années, l’ac­crois­se­ment des réserves résulte prin­ci­pa­le­ment de révi­sions des volumes préa­la­ble­ment annon­cés ain­si que de la mise à jour d’ex­ten­sions de gise­ments connus ou satel­lites. Les autres fac­teurs, comme les nou­velles décou­vertes résul­tant de l’ef­fort d’ex­plo­ra­tion ne sont, en fait, que la « cerise sur le gâteau ».

Les décou­vertes cor­res­pondent à des pétroles d’ac­cès de plus en plus difficiles.

Les « opti­mistes » constatent que mal­gré les obser­va­tions ci-des­sus le volume des réserves a conti­nué à aug­men­ter, et même le nombre d’an­nées de pro­duc­tion, c’est à dire le ratio réservés/production (cf sché­ma). Ain­si les pays non-OPEP ont réus­si à main­te­nir un taux de renou­vel­le­ment de leurs réserves supé­rieur à 1, c’est-à-dire à trou­ver plus que ce qu’ils avaient produit.

Pro­duc­tion de com­bus­tibles en 1996 (mil­lions de tep)

Dans le même esprit, les réserves prou­vées des États-Unis étaient en 1930 de 13 mil­liards de barils, elles étaient de 20 mil­liards en 1990 (hors Alas­ka), mais entre temps 124 mil­liards de barils sup­plé­men­taires avaient été décou­verts et produits.

Plus près de nous, en 1990, la plu­part des experts pré­voyait un maxi­mum de la pro­duc­tion des pays non-OPEP vers 1995 sui­vi d’un inexo­rable déclin. La pointe de pro­duc­tion semble main­te­nant repous­sée lar­ge­ment après l’an 2000. De même, le déclin de la pro­duc­tion de la mer du Nord inter­vien­drait beau­coup plus tard que ce qui était ini­tia­le­ment pré­vu dans les années 1970.

De façon plus géné­rale, les capa­ci­tés de pro­duc­tion pétro­lière ont le plus sou­vent été sous-esti­mées dans le pas­sé, qu’il s’a­gisse de pré­vi­sions par zones ou de pré­vi­sions plus agré­gées³ . Elles ont conti­nué à croître dans la plu­part des pays à l’ex­cep­tion des États-unis qui consti­tuent une zone lar­ge­ment explo­rée et dont la pro­duc­tion est décli­nante. C’est la seule pro­vince arri­vée à ce niveau de matu­ri­té. Remar­quons cepen­dant que le ratio R/P y est rela­ti­ve­ment stable.

Au niveau mon­dial ce ratio a presque tou­jours oscil­lé entre une ving­taine et une qua­ran­taine d’an­nées (sauf dans l’im­mé­diat après-guerre). La prin­ci­pale rai­son du « pes­si­misme » pas­sé réside dans la sous-esti­ma­tion du pro­grès tech­nique et des capa­ci­tés de réac­tion de l’in­dus­trie pétrolière.

L’é­vo­lu­tion des tech­niques per­met de trou­ver des gise­ments plus dif­fi­ciles à décou­vrir et conduit à des amé­lio­ra­tions sen­sibles des taux de récu­pé­ra­tion. D’im­por­tants efforts de recherche et déve­lop­pe­ment ont en effet été réa­li­sés, sti­mu­lés dans les années 1970 et au début des années 1980 par la crainte d’une raré­fac­tion des res­sources et d’une crois­sance iné­luc­table des prix. Ils ont per­mis un déve­lop­pe­ment du pétrole » non-OPEP « . Après le contre-choc de 1986, ils se sont pour­sui­vis et ont conduit à une forte dimi­nu­tion des coûts d’ex­plo­ra­tion et de production.

La fron­tière entre pétrole « conven­tion­nel » et « non conven­tion­nel » est régu­liè­re­ment repous­sée. Le pro­blème de la tranche d’eau en off­shore pro­fond est réso­lu au moyen de tech­niques en constante amé­lio­ra­tion. La dif­fé­rence entre les coûts de pro­duc­tion de pétrole en mer et à terre dimi­nue. Les huiles extra-lourdes de l’O­ré­noque au Vene­zue­la étaient jus­qu’aux années 90 consi­dé­rées comme exploi­tables seule­ment pour un prix éle­vé (30 $ ou plus) du baril de brut. Elles le sont main­te­nant à par­tir d’un prix du brut de l’ordre de 15 $/baril, voire inférieur.

Conclusion

Pour l’a­ve­nir, les évo­lu­tions tech­niques sont par­ti­cu­liè­re­ment dif­fi­ciles à pré­voir. Par contre, il semble se for­mer un consen­sus sur l’exis­tence d’un conti­nuum de res­sources pétro­lières (gise­ments plus dif­fi­ciles d’ac­cès, pièges plus com­plexes, couches sous sel, off­shore pro­fond et très pro­fond, huiles extra-lourdes, sables asphal­tiques, schistes bitu­mi­neux, …) qui pour­raient à un ins­tant don­né être clas­sées par coût crois­sant. Remar­quons que ce conti­nuum n’est pas limi­té aux hydro­car­bures d’o­ri­gine pétrolière.

À titre d’exemple, nom­breuses sont les recherches sur le déve­lop­pe­ment des pro­cé­dés Fischer-Tropsch per­met­tant la pro­duc­tion de car­bu­rants liquides à par­tir du gaz natu­rel. À plus long terme, il peut être fait appel à la liqué­fac­tion du char­bon. En sché­ma­ti­sant, il n’y a pas limi­ta­tion des res­sources en hydro­car­bures, mais il y a et il y aura néces­si­té de faire appel à des tech­niques plus com­plexes au fur et à mesure de l’é­pui­se­ment des gise­ments à faibles coûts.

Quant aux coût et aux prix pétro­liers, il ne faut pas en déduire qu’ils seront néces­sai­re­ment en aug­men­ta­tion. Mis à part les com­por­te­ments de car­tel, les prix sont les aléas d’une course, selon des termes de M. Adel­man, entre le pro­grès tech­nique d’une part et l’é­pui­se­ment des res­sources connues d’autre part.

Par contre l’ex­ploi­ta­tion de res­sources non conven­tion­nelles et la fabri­ca­tion de com­bus­tibles liquides à par­tir de gaz natu­rel ou de char­bon ne pour­ront vrai­sem­bla­ble­ment pas se faire sans aug­men­ta­tion des émis­sions de CO₂, ces pro­cé­dés étant for­te­ment consom­ma­teurs d’énergie.

Ce qui risque de limi­ter l’u­ti­li­sa­tion des hydro­car­bures dans les décen­nies à venir, ce n’est pas la raré­fac­tion des res­sources mais le res­pect des enga­ge­ments de Kyo­to. Mais les inno­va­tions tech­no­lo­giques et la capa­ci­té d’a­dap­ta­tion dont a fait preuve l’in­dus­trie pétro­lière pour pal­lier l’é­pui­se­ment des réserves devraient contri­buer au déve­lop­pe­ment de solu­tions à même de pré­ser­ver de façon durable la qua­li­té de notre envi­ron­ne­ment et en par­ti­cu­lier de rele­ver le défi du chan­ge­ment climatique.

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1. Voir article de B. Dessus.
2. Plas­tiques, engrais, etc.
3. Il existe natu­rel­le­ment éga­le­ment des exemples de sur­es­ti­ma­tion comme celui du champ de Mabrouk en Libye dont les réserves ont été esti­mées au départ à 1 mil­liard de barils et qui ne devraient pas dépas­ser 100 à 150 mil­lions de barils.

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