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Un « pic de production » désigne le sommet de la courbe qui caractérise la production pétrolière d'un puits ou d'un champ pétrolier ; par extension le pic pétrolier désigne celle d'un pays voire de l'ensemble de la planète. Appelé Peak Oil en anglais, il constitue l'extrapolation des travaux du géophysicien Marion King Hubbert. La courbe de la production passe par un maximum puis décroît.

Le « pic pétrolier mondial » désigne le moment où la moitié des réserves pétrolières de la planète ont été épuisées. Il aurait été atteint en 2006. L'extraction pétrolière déclinerait maintenant de 3 % par an^[1].

Ce terme est également associé aux chocs socio-économiques et géopolitiques, qui pourraient être consécutifs à l'épuisement des réserves pétrolières mondiales.

La courbe de Hubbert propose une modélisation de la production de pétrole en fonction du temps

L'extraction d'un gisement se produit en plusieurs phases. La production totale suit une distribution normale.

Prémices [modifier]

Principes [modifier]

Les principes généraux qui sous-tendent les travaux sur le Pic Pétrolier sont :

• le pétrole est une ressource limitée, qui ne se renouvelle pas
• avant d'extraire du pétrole il faut l'avoir découvert
• nous avons prospecté une grande partie de la planète, et les découvertes de nouveaux gisements deviennent rares
• le remplacement du pétrole par d'autres sources de carbone ou d'énergie n'est pas aisé
• l'exploitation est actuellement régulée par la demande ; quand ce sera l'inverse, nous aurons une mutation à accomplir

Le sujet est donc autant technique qu'économique et géopolitique.

L'objectif premier était bien de prédire la date du Pic Pétrolier ; pour différentes raisons abordées ci-dessous, cette prédiction est délicate. Cependant, les enseignements tirés de cette réflexion gardent un intérêt prospectif.

Premiers travaux [modifier]

Le géophysicien Marion King Hubbert suggéra dans les années 1940 que la courbe de production d'une réserve de matière première donnée, et en particulier du pétrole, suivait une courbe en cloche. Il émit l'hypothèse que la production de pétrole d'une région suit une courbe parallèle à celle des découvertes mais décalée dans le temps.

En 1956, lors d'un meeting de l'American Petroleum Institute à San Antonio, au Texas, Hubbert fit la prédiction que la production globale de pétrole aux É.-U. atteindrait son maximum aux alentours de 1970, avant de commencer à décroître^[2]. Il devint célèbre quand on s'aperçut qu'il avait raison, en 1970. La courbe qu'il employa dans son analyse est connue sous le nom de Courbe de Hubbert, et le moment où elle atteint son maximum le Pic de Hubbert.

Au lendemain du pic de production domestique des États-Unis, ses travaux reçurent un intérêt renouvelé, mais les deux chocs pétroliers de 1973 et 1979 ont considérablement déformé la courbe de production, éloignant la courbe consolidée de la production du modèle théorique établi par Hubbert.

Usage plus récent [modifier]

Plus récemment, la disponibilité des moyens de calcul personnels ont permis à de nombreux observateurs de se repencher sur la question, à l'issue de la période 1985-2000, très homogène sur un plan économique. C'est dans cette période que la formule de la courbe de Hubbert est utilisée systématiquement, toujours dans le but de prédire la date du Pic et l'état des réserves mondiales.

Les outils [modifier]

Les principaux outils permettant de se forger une opinion sur l'évolution des productions pétrolières sont :

• les valeurs de production passées, indispensables à toute extrapolation ;
• la courbe de Hubbert, dont la modélisation permet d'identifier le maximum de production pétrolière
• la linéarisation de Hubbert, permettant d'identifier graphiquement le montant des réserves pétrolières
• l'état des réserves pétrolières publiées par les différentes compagnies
• la courbe des découvertes aboutissant à ces réserves
• l'historique du nombre de plate-formes de forage en exploitation dans une région donnée, pour les courbes d'écrémage

Perspectives [modifier]

Les diverses organisations se penchant sur la question n'ont pas les mêmes opinions sur les perspectives :

1. Les plus optimistes (les économistes, les gouvernements états-unien et des pays de l'OPEP, les compagnies pétrolières) évaluent publiquement qu'il surviendrait vers 2030 ou après ;
2. Alors que les experts de l'ASPO donnent la date de 2010, voire 2008 (bulletin officiel de l'ASPO, traduit en français).
   1. L'Association for the Study of Peak Oil and Gas, en français "Association pour l'étude du pic pétrolier et gazier", publie annuellement une courbe effective de la production pétrolière mondiale, et la présente lors de séminaires internationaux.
3. Les plus pessimistes considèrent parmi les perspectives l'ampleur de trois crises successives que seraient les chocs géologique (prise de conscience de la finitude des réserves), économique (fin du pétrole bon marché) puis social (reconversions nécessaires pour résoudre la dépendance au pétrole dans les modes de vie).

La croissance économique rapide de la Chine et de l'Inde incite à avancer cette date. Certains des plus grands gisements pétroliers au monde, tels que Cantarell au Mexique, ont déjà dépassé leur pic. En 2006, selon les chiffres du Departement of energy américain, la production mondiale de pétrole brut (et condensats) a décliné de 200 000 barils/jours comparée à celle de 2005, tandis que la production "tous liquides", restait stable. En particulier, la production saoudienne a diminué de 8%.

Définition d'un pic pétrolier [modifier]

Pour un gisement pétrolifère [modifier]

La production de pétrole au cours du temps peut être représentée par une courbe. Cette courbe commence à zéro quand l'exploitation du gisement commence, et finit également à zéro lorsqu'on interrompt l'exploitation du gisement ; à ce moment précis, il peut rester de 20 à 40% de pétrole en place dans le gisement, non récupéré. Entre ces deux moments, la production passe nécessairement par un maximum qui coïncide à peu près au moment où la moitié du pétrole a été extrait. Une fois le pic passé, la production ne peut que décroître. En outre, le pétrole restant est de plus en plus difficile à extraire, et donc de plus en plus cher.

La production de pétrole n'est pas uniquement une question de coût mais aussi d’énergie. En effet, le pompage et les diverses opérations mécaniques effectuées consomment de l'énergie. Quand le gisement s’épuise, il faut en dépenser de plus en plus pour extraire des quantités toujours décroissantes de pétrole. À la fin, on peut atteindre un point où l’énergie nécessaire pour extraire un litre de pétrole dépasse celle contenue dans ce même litre. Le gisement n’est alors plus une source mais un puits d'énergie et son exploitation pour le pétrole-énergie n'est plus rentable. On peut cependant encore l'exploiter comme matière première (pour les plastiques par exemple). En d’autres termes, un gisement peut être abandonné même s’il contient encore une quantité appréciable de brut.

On comprend donc que les réserves de pétrole récupérables dépendent

• de notre savoir-faire technique à un moment donné
• de l'économie en général et du prix de l'énergie en particulier

Pour les principales régions de production [modifier]

Production de pétrole en Norvège : les premiers gisements

La Norvège est un exemple de pays où la courbe de Hubbert donne une modélisation précise

Ce phénomène est général et se vérifie pour toutes les zones de production. Ainsi en 1956, le géologue King Hubbert avait prédit la diminution de la production états-unienne de brut à partir de 1970. Ce qui s’est produit. Le pic de production a déjà été dépassé dans de nombreux pays producteurs, tels que la Libye (1970), l’Iran (1976), l’URSS (1987), le Royaume-Uni (2000) et la Norvège (2000). Au total, une soixantaine de pays auraient déjà dépassé leur pic. Naturellement, si l’on considère la production mondiale de pétrole, il est évident que le même phénomène est à l’œuvre. La seule inconnue est la date à laquelle ce pic surviendra.

La courbe de Hubbert est donc bien adaptée à l'étude d'un ensemble de gisements pendant une période économique stable ; elle ne permet pas de faire des prédictions à long terme sur l'ensemble de la planète.

Selon Matthew Simmons, qui a exercé un rôle d’expert auprès de la Task Force présidée par Dick Cheney (et supposée définir la politique énergétique des États-Unis), l’Arabie saoudite aurait également passé son pic en 2004. Très récemment, le 12 novembre 2005, une nouvelle (publiée entre autres par AME Info et reprise par de nombreux médias dont Kuwaittimes.net) a stupéfié beaucoup d’experts : le champ de Burgan, situé au Koweït, 2^e champ pétrolier de la planète par sa capacité a atteint son pic de production. Les experts pensaient extraire 2 Mbbl/jour pendant encore 30 à 40 ans, mais il plafonne désormais autour de 1,7 Mbbl/j malgré tous les efforts entrepris pour maintenir son débit initial. De plus, un autre très grand champ pétrolier, le complexe de Cantarell au Mexique a atteint son pic en 2006, selon les responsables de son exploitation. Pour ce qui concerne le plus grand champ pétrolier, le gisement de Ghawar, plusieurs spécialistes estiment qu’il est proche du pic, même si les officiels le contestent. Les quatre plus grands champs du monde en termes de production (Ghawar, Cantarell, Burgan et Daqing) seraient donc tous en déclin.

Si l'on peut donc encore douter de la validité du dépassement du pic pétrolier pour l'Arabie Saoudite, premier producteur mondial, nous devrons attendre quelques années avant d'avoir une réponse claire. Quant au pic au niveau mondial, il reste encore dépendant de l'affinage des capacités d'évaluation ainsi que de la découverte de nouveaux gisements offshore, notamment dans le golfe de Guinée.

Calcul des réserves mondiales [modifier]

Il existe différentes façons de calculer les réserves de pétrole mondiales.

Différents types de réserves [modifier]

L’estimation des réserves disponibles dans un gisement est faite lors de sa découverte : il s’agit au départ d'une estimation de géologues et d’ingénieurs. Ces réserves sont les réserves initiales, celles sur lesquelles on se base pour calculer le prix de vente du gisement, l’investissement fait pour son exploitation, la valeur d’une entreprise. Ce premier type d'estimation est assez peu fiable, non en raison de l'avancement de la science, mais en raison des enjeux financiers : ainsi, en 1988, lors de la découverte du champ pétrolifère de Cusiana, en Colombie, la compagnie états-unienne Triton (aujourd'hui Amerada Hess) a estimé son potentiel à 3 milliards de barils, une quantité importante qui a fait remonter le cours de son action. Mais BP a fait une nouvelle estimation du gisement après avoir commencé d’extraire le brut à Cusiana : 1,5 milliard de barils. Des experts de l’ASPO pensent que ce gisement ne dépasse pas 800 millions de barils.

En partant des gisements découverts, on extrapole différentes valeurs sur les réserves restantes à découvrir :

• la première, appelée réserves prouvées ou F95, est la quantité de pétrole qui sera exploitée avec les moyens actuels avec une probabilité de 95 % ;
• la deuxième, appelée réserves probables ou F50, est la quantité de pétrole qui sera produite, mais avec une probabilité de 50 % ;
• la troisième, appelée réserves possibles F5, est la quantité de pétrole très hypothétiquement produite, si le prix de vente augmente de façon à absorber les coûts d'extraction qui seront très élevés, avec une probabilité de 5 %.

Ainsi, pour l'Algérie, on a F95 égal à 1,7 milliards de tonnes, F50 évalué à 6,9 milliards de tonnes et F5 estimé à 16,3 milliards de tonnes (données publiées par l'United States Geology Survey, dont la mission est d'informer le ministère de l'Intérieur états-unien). Ces probabilités de découverte servent à juger de l'assise financière d'un pays ; mais les gouvernements comme les banques utilisent en général une valeur médiane des trois, soit 7,7 milliards de barils, qui a moins d'une chance sur deux d'être finalement découverte.

Le sujet est extrêmement sensible pour les pays pétroliers : ainsi en 2002, la Douma russe a voté une loi d’après laquelle révéler les réserves de gaz et de pétrole russe est un crime passible de 7 ans de prison.

Pour justifier les différentes estimations, les rapports s’appuient sur le fait qu'il existe plusieurs types de pétrole :

• le pétrole conventionnel (95 % de ce qui a été exploité jusqu’ici) ;
• et le pétrole non-conventionnel :
  • schistes bitumineux ;
  • sables bitumineux ;
  • et le pétrole inexploitable avec la technologie actuelle.

Certains experts estiment que les quantités de pétrole non-conventionnel produites seront toujours secondaires, car l’exploitation, même possible, de ces gisements, restera toujours difficile, lente et coûteuse. Elle présente aussi le handicap fondamental d'avoir une production nette d'énergie limitée ; l’extraction et la transformation de ces pétroles non conventionnels consomment une part significative de leur énergie (30 % dans le cas des sables bitumeux de l’Alberta). Cela augmente significativement la pollution générée par unité d’énergie finale. D'autres experts signalent que la seule région de l'Alberta produit déjà 2 millions de barils par jour en 2006, estimation 3 millions en 2010.

Remise en cause des estimations officielles [modifier]

Les pays producteurs de l’OPEP ont décidé en 1985 d’indexer leur production sur leurs réserves. Ce qui était sage à l'époque, provoqua des relèvements des estimations à la hausse, afin d’obtenir des droits de production supérieurs. Ce relèvement permet également d’obtenir des prêts plus élevés et de meilleurs taux. C’est cette dernière raison qui explique le relèvement des réserves estimées de l'Irak en 1983, alors en guerre contre l'Iran. Le tableau des estimations suspectes, présent dans l'article Réserves pétrolières#Estimations suspectes de certains pays de l'OPEP, montre ces relèvements subits, il est résumé dans le tableau suivant.

Le total des réserves déclarées est de 701 milliards de barils, dont 317,54 douteux.

On peut faire les commentaires suivants :

1. tout d'abord, les pays producteurs affirment que les découvertes de nouveaux gisements, année après année, remplacent exactement ou presque exactement les quantités produites, puisque les réserves disponibles de ces pays ne varient quasiment pas d'une année sur l'autre. Par exemple, l'Arabie Saoudite extrait 3 milliards de barils par an, on devrait logiquement voir les réserves diminuer d'autant. De même, Abou Dabi déclare exactement 92,2 milliards de barils depuis 1988, alors qu'en 16 ans, 14 milliards en ont été sortis de terre. Une explication avancée est que les pays du Golfe incluent le pétrole déjà produit dans les "réserves".
2. en l’absence de grandes découvertes les justifiant, les réserves annoncées par ces pays sont au moins à 45 % fausses, sauf à supposer que les chiffres étaient sous-évalués jusqu'aux années 1980 .
3. on remarque clairement la surenchère entre pays : le Koweït s'étant attribué 90 milliards de barils de réserves, Abou Dabi et l'Iran ont répondu avec des chiffres très légèrement supérieurs, afin de se garantir un quota de production similaire. L'Irak a répliqué avec un chiffre arrondi à 100.

D'autres exemples incitent à une extrême vigilance sur les chiffres officiels des réserves :

• en janvier 2006, la revue Petroleum Intelligence Weekly a déclaré que les réserves du Koweït étaient en fait égales à seulement 48 milliards de barils, dont seulement 24 "pleinement prouvés", s’appuyant sur des "fuites" de documents confidentiels koweïtiens. Il s'agit d'une division par deux du chiffre officiel, ce qui va encore plus loin que les allégations de l'ASPO. Il n'y a pas eu de démenti formel des autorités koweïtiennes.
• la société Shell a annoncé le 9 janvier 2004 que 20 % de ses réserves devaient passer de prouvées à possibles (c'est-à-dire incertaines). Cette annonce a fait chuter le cours de l’action et valut à la société un procès, la valeur de la société ayant ainsi été frauduleusement surévaluée. Depuis, elle a de nouveau révisé ses réserves trois fois, les faisant diminuer à 10 133 millions de barils (contre 14 500 millions). Son président, Phil Watts, a dû démissionner.
• Comme on le remarque dans le tableau ci-dessous, les réserves revendiquées par le Koweït avant et après la guerre du Golfe sont les mêmes, 94 milliards de barils, bien que les immenses incendies des puits déclenchés par les forces irakiennes avant de se retirer aient détruit environ 2 milliards de barils.
• En 1970, l’Algérie, probablement sous l'influence russe, a augmenté ses « réserves prouvées », qui jusque-là se situaient aux alentours de 7-8 milliards de barils, pour les porter à 30 milliards. Deux ans plus tard, ce chiffre passe à 45 milliards. Puis les volontés politiques changent et, après 1974, le pays retourne à des chiffres inférieurs à 10 milliards de barils (fait rapporté par Jean Laherrère).
• La Pemex (compagnie d’État du Mexique, qui a le monopole de l'extraction du pétrole dans le pays) a, en septembre 2002, revu ses réserves à la baisse de 53 %, passant de 26,8 à 12,6 milliards de barils. Peu après, elle les a relevés sensiblement, à 15,7.
• Bien sûr, il existe aussi des exemples où les réserves sont sous-estimées. En 1993, les réserves de la Guinée équatoriale se limitaient à quelques gisements insignifiants ; l’Oil And Gas Journal les estimait à 12 millions de barils. Deux gisements géants et plusieurs de taille moindre ont été découverts par la suite, mais la valeur annoncée resta inchangée jusqu’en 2003. En 2002, le pays avait toujours 12 millions de barils de réserves d’après le journal, alors qu'il produisit 85 millions de barils dans l'année ! De même, les réserves de l’Angola sont restées à 5,421 milliards de barils (quatre chiffres significatifs, ce qui donne l’impression d’une très grande précision) de 1994 à 2003, malgré la découverte de 38 nouveaux gisements de plus de 100 millions de barils chacun.

Notons enfin que la définition des réserves prouvées change selon les pays. Ainsi, aux États-Unis, la règle est de ne classer comme prouvées que les réserves qui sont en communication avec un puits en production. C'est donc une définition prudente, mais elle a pour effet que l'on peut accroître les réserves en forant un nouveau puits dans un gisement connu depuis des décennies. À l’inverse, l'Arabie saoudite classe en réserves prouvées les gisements encore inexploités. Quant au Venezuela, il semble qu'il inclut dans ses réserves une partie des pétroles non conventionnels (bitumes) de l'Orénoque.

Liste des pays qui ont déjà atteint le pic [modifier]

La Pennsylvanie fut le premier territoire à atteindre son pic de production en 1891. Le premier pays serait la Pologne en 1909 selon certaines sources, mais le sujet est peu documenté. Les États-Unis furent en tout cas le premier producteur Majeur à franchir le pic en 1971, donnant raison à King Hubbert, malgré les dénégations de l'USGS. La liste des pays qui ont déjà franchi le pic suit. Bien sûr, il est possible que certains d'entre eux voient leur production rebondir et franchir un deuxième pic plus tard, mais ce n'est vraiment probable que pour les petits producteurs ayant encore des régions significatives à explorer, cela n'a par exemple aucune chance d'arriver pour la Grande-Bretagne. Il peut aussi être intéressant de suivre les pics par groupes de pays. L'OCDE a atteint son pic en 1997, à 21.1 Mbbls/j, et perdu près de 10% de sa production depuis. L'ensemble des pays non-OPEP et non-ex-URSS (ce qui inclut l'OCDE) semble avoir atteint le pic en 2002.

Le tableau présent dans l'article Réserves pétrolières#Réserves pétrolières par pays, signale les pays ayant apparemment franchi leur pic ; parmi les plus importants, on peut signaler États-Unis, Royaume-Uni, Canada, Mexique, Pays-Bas, Venezuela.