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, Inde), 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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