Aussi loin que je puisse me souvenir, je crois que j’ai toujours entendu dire qu’il restait pour 40 ans de réserve de pétrole dans le monde. Alors, qu’en est-il ? D’où vient ce chiffre ? Pourquoi ne bouge-t-il pas alors que nous consommons toujours plus de brut ? Et enfin pourquoi la fin des réserves tant fois annoncées semble toujours repoussées ?
Pour répondre à ces questions, il faut d’abord bien comprendre comment ce chiffre est calculé. Il s’agit d’un ratio, sorte de « photo instantanée », pour une année donnée entre d’un côté une estimation des réserves dites « prouvées » de pétrole dans le monde et de l’autre sa production.
1. Les réserves prouvées de pétrole : une baignoire aux limites floues
Les réserves dites prouvées n’ont pas de limite physique bien déterminée. Elles ne sont pas comme une sorte de gigantesque baignoire avec des bords bien définie. L’image plus correcte serait une baignoire, mais avec des bords mouvants et une contenance qui évolue au grès du progrès des technologies et du prix du pétrole.
Pour être plus précis, il faut revenir sur la définition du terme de « réserves prouvées » qui sont utilisées : il s’agit des réserves qui dans des conditions technico-économiques acceptables ont 90% de chances d’être développées et de produire effectivement du pétrole. Il existe d’autres catégories de réserves : les réserves probables et les réserves possibles. Elles varient selon le degré croissant de certitude que l'on a de leur potentiel à produire un jour du pétrole. Ces concepts renvoient à l’estimation du risque géologique et technique de leur exploitation dans les conditions économiques et les technologies acceptables.
Plus précisément, les réserves probables sont celles qui ont une probabilité de 50% d’être mises en production en utilisant les techniques actuelles, au prix actuel. Les réserves possibles sont définies comme étant celles qui ont 10% de chance d'être mises en production, au prix actuel.
En retenant les évolutions des chiffres de BP des réserves prouvées de pétrole souvent pris en référence, on s’aperçoit que le ratio « réserves prouvées » divisé par la production annuelle de pétrole, qui permet de calculer un nombre d’années de production, n’a fait que croitre depuis les années 80. Nous avons aujourd’hui pour plus de 53 ans de réserves au rythme actuel de la production. Soit un chiffre beaucoup plus élevé qu’en 1980, année où nous n’avions que pour 30 ans de réserves prouvées de pétrole. Nous aurions donc du fait du progrès technologique et du prix du brut assez élevé accès à de plus en plus de pétrole.
Tableau 1. Évolution de ratio R/P en nombre d’années au cours du temps (BP, 2022)
Mais cette vision de l’évolution des réserves disponibles est critiquée. Ceci parce qu’elle est basée sur la déclaration des réserves prouvées des états. Or ces déclarations sont sujettes à caution suite à la 63e réunion officielle de l’OPEP qui a eu lieu à Bagdad en 1982. Lors de cette réunion, l’usage des quotas de production pour l’ensemble des pays membres de l’OPEP, a été décidé. Ces quotas ont été instaurés en réaction à la création de l’Agence Internationale de l’Énergie et à l’organisation des pays consommateurs face aux crises pétrolières de 1974 et 1979.
Les quotas mis en place par l’OPEP visent à l’organisation de la limitation de la production de pétrole des pays pour maintenir le prix du baril aussi haut que possible. Leur calcul est basé sur l’estimation des réserves prouvées. Une bataille des quotas a alors couru entre 1982 et 1988 qui a poussé à une certaine surestimation des réserves prouvées. Ainsi, au moins 300 milliards de barils de réserves seraient surévalués de l’aveu de certains hauts responsables d’Arabie Saoudite (Berthod, 2016). De même, les estimations des réserves prouvées des pétroles lourds du Canada et du Venezuela ne font pas consensus, certains consultants les estimant à moins respectivement de 20% et de 1% des chiffres repris pas BP (Laherrère, Hall, & Bentley, 2022).
Une autre méthode d’estimation des réserves consiste à faire appel à des bases de données de consultants spécialisés (Rystad, IHS, Wood Mackenzie …) qui reprennent les estimations des réserves prouvées et probables, mais champ par champ et se proposent ensuite d’agréger l’ensemble des valeurs. Mais ces bases de données ont aussi leurs limites. Elles manquent d’accès à certaines informations fiables sur des champs au Moyen-Orient ou en Russie et sont rarement confirmées pas les compagnies pétrolières elles-mêmes. Néanmoins sur cette base, certains (Laherrère, Hall, & Bentley, 2022) estiment que les réserves prouvées et probables ne sont pas de 1700 milliards de barils mais moitiés moins. En complément à ces estimations, ces mêmes auteurs, dans leur recherche de la limite physique de production mondiale de pétrole, estiment enfin que les réserves ultimes à produire sont de l’ordre de 3 400 milliards de barils, soit environ deux fois plus que les réserves prouvées estimées par BP.
En résumé, on peut ainsi indiquer qu’avec une vision de non-spécialiste, les réserves de pétroles dans le monde peuvent être estimées entre 750 milliards de barils et 3400 milliards de barils avec une valeur médiane autour de 1 700 Milliards de barils.
2. La production de pétrole : une croissance constante depuis plus de 50 ans
Le second terme du ratio « réserves sur production » est la production de pétrole. Elle croît en tendance long terme d’environ 2% par an. Cela peut paraitre un taux de croissance faible. Mais sur 30 ans, cela implique 80% d’augmentation… Ceci tant et si bien que 2018 est l’année durant laquelle nous avons produit le plus de pétrole. Ceci bien au-delà de 2008 souvent qualifié, à tort, comme l’année représentant le pic de production de pétrole.
Figure 1. Évolution de la production mondiale de pétrole (Milliard de tonne/an), (BP, 2022)
C’est qu’il n’existe pas un pétrole, mais des pétroles. Ils sont différents dans leur composition, mais également dans les moyens nécessaires à leur production. Parmi les grandes distinctions qui sont retenues, on entend souvent parler de pétrole conventionnel et non conventionnel. Et l’année 2008 représente en fait celle du pic de production du pétrole dit « conventionnel ». Mais, comme nous allons le voir, il existe bien d’autres brut qualifié de « non-conventionnel ».
De fait, une essence super 95 ou 98 issues de pétrole conventionnel ou non sera exactement la même. En revanche, la façon d’extraire le pétrole qui une fois raffinée donnera l’essence ou le gazole est bien différente. Parmi les critères les plus importants pour distinguer les pétroles sont utilisées les mesures de sa viscosité et de sa teneur en soufre.
Selon la viscosité, cinq types de pétrole sont définis (léger, moyen, lourd ou extra-lourd et bitume). Plus le pétrole est visqueux, plus il est « lourd » (Connaissance des énergies, 2015).
On peut ainsi distinguer :
· les condensats : c'est un pétrole très légers obtenu par condensation (d’où sont noms) de gaz lors de la production de gaz naturel. On parle souvent dans les statistiques de NGL (Natural Gas Liquids) à ne pas confondre avec le LNG (Liquified Natural Gas) qui est du méthane liquéfié.
· les pétroles légers : l’aspect du pétrole brut se rapproche de celui du gazole. Les gisements sahariens présentent cette caractéristique ;
· les pétroles moyen : la viscosité du pétrole brut est intermédiaire entre le pétrole léger et le pétrole lourd. Il s’agit par exemple des gisements du Moyen-Orient ;
· les pétroles lourd ou extra-lourd : le pétrole brut ne coule pratiquement pas à température ambiante. Les gisements d’Amérique du Sud en sont un bon exemple ;
· les bitumes : le pétrole brut est très visqueux, voire solide, à température ambiante. Les principales réserves de ce type se trouvent au Canada.
Cette propriété de la viscosité du pétrole est importante pour déterminer la rentabilité de l’exploitation du gisement considéré. En effet, un pétrole peu visqueux ou léger est plus facile à extraire et à traiter qu’un pétrole lourd.
Par ailleurs, la teneur en soufre peut également servir d’élément de distinction de différents pétroles brut qui peut être doux (faible teneur en soufre) ou "sulfuré". Des gisements de pétrole doux sont notamment trouvés en Afrique, ceux de pétrole sulfuré en Amérique du Nord.
3. Pétrole « conventionnel » et « non conventionnel » : quelles différences ?
Cette notion de pétrole conventionnel ou non évolue avec le temps comme le souligne l’Agence Internationale de l’Énergie ou l’administration américaine en charge de l’énergie (US DOE).
« Unconventional oil consists of a wider variety of liquid sources including oil sands, extra heavy oil, gas to liquids and other liquids. In general conventional oil is easier and cheaper to produce than unconventional oil. However, the categories “conventional” and “unconventional” do not remain fixed, and over time, as economic and technological conditions evolve, resources hitherto considered unconventional can migrate into the conventional category. IEA According to the US Department of Energy (DOE), "unconventional oils have yet to be strictly defined.»
Ainsi, l’AIE a fait passer le « light tigth oil », comprendre le pétrole de schiste ou plutôt de roche-mère, de la catégorie des pétroles conventionnels dans la catégorie des pétroles non-conventionnels à partir de 2012 (cf. figure 2 ci-dessous).
Figure 2. Schéma de classification des pétroles (Agence Internationale de l’Énergie, 2011) à gauche et (Agence Internationale de l'Energie, 2018) à droite.
Pour mieux comprendre ce qui a pu faire la différence entre ces pétroles, il faut remonter le temps. Le pétrole est un combustible dont la formation date d’environ 20 à 350 millions d’années. il provient de la décomposition de plancton et d’algues , accumulés au fond des océans, des lacs et des deltas. Cette lente transformation passe par une substance intermédiaire appelée kérogène qui se trouve piégée dans une roche dite « roche-mère » constituée au fil du temps par l’accumulation de sédiments qui va peu à peu s’enfoncer dans le sol. Dans ce mouvement, le kérogène est soumis à des pressions et des températures de plus en plus élevées. La hausse de la pression et de la température va transformer le kérogène en pétrole ou gaz suivant les cas et les conditions rencontrées (plus la pression et la température sont importantes, plus du gaz sera produit)
Sous l’effet de la pression, le pétrole peut s’échapper de la roche-mère. Dans sa remontée vers la surface, il peut rencontrer un réservoir (gréseux par exemple) surmonté par une couche imperméable qui le bloque. C’est la formation d’un gisement dit « conventionnel ». Son exploitation sera relativement aisée, car le pétrole sous pressions sortira de lui-même. Ce sont les fameuses images des derricks et du pétrole qui jaillit sous forme de geyser (voir par exemple dans le film « There will be blood » avec Daniel D Lewis). Le pétrole peut également être produit dans des conditions moins optimales, il faut alors injecter de l’eau et/ou du gaz dans le cas de champ exploité sur de nombreuses années.
Il peut être trop jeune comme en Estonie où c’est directement le kérogène qui est exploité. Il est utilisé comme combustible de mauvaise qualité pour produire de l’électricité. Pour être utilisé en raffinerie, il doit subir un traitement thermique important. En anglais, il est désigné comme « oil shale » et en français comme schistes bitumineux.
Mais il ne s’agit pas du pétrole de schiste où plutôt de « roche mère », terme techniquement plus juste, produit massivement aux États-Unis. Dans ce dernier cas, le brut produit est plutôt léger, mais il est encore piégé dans la roche mère (d’où son nom). Il n’a pas rencontré les conditions pour s’échapper et remonter à la surface. Il est sous pressions, mais la roche mère, sorte d’éponge solide dans lequel il est piégé, rend sa circulation difficile. Son exploitation nécessitera un grand nombre de puits, l’utilisation de forage horizontal et de fluide de fracturation utiliser pour littéralement casser la roche mère pour faciliter l’écoulement du pétrole. Mais contrairement à l’«oil shale » d’Estonie, le pétrole de roche mère, « shale oil » en Anglais ou plutôt comme le préconise l’AIE pour éviter toutes confusions, le « tight oil », est un brut facile à raffiner qui ne nécessitera pas de traitement thermique particulier et pas de besoin d’énergie beaucoup plus élevés pour son exploitation qu’un brut conventionnel, contrairement à ce qui est souvent avancé.
Ces réserves de pétrole sont connues depuis très longtemps aux États-Unis : c’est même dans un de ces gisements que le fameux (faux) colonel Drake a construit le premier derrick permettant la production de pétrole en 1859 à Titusville en Pennsylvanie (voir en particulier l’album de Lucky-Lucke, « A l’ombre des Derricks »). Ces réserves sont considérées par certains comme « non conventionnel ». Il représente aujourd’hui l’essentiel de la production aux États-Unis qui sont redevenus le premier producteur mondial de brut, ce qui est historique.
Enfin, sous l’effet de la pression, le pétrole peut remonter sans rencontrer de couche étanche. Il rejoint alors la surface où il est dégradé en bitumes sous l'action de bactéries. Il s’agit alors des pétroles dits « lourds » ou « extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils sont en général très visqueux de telle manière que leur production peut nécessiter l’injection de vapeur dans le réservoir et un prétraitement pour être transformée en brut de synthèse pour pouvoir ensuite alimenter une raffinerie.
Ces pétroles produits massivement au Canada ou historiquement au Venezuela sont particulièrement énergivores et vont engendrer d’importantes émissions de gaz à effet de serre. Les conditions économiques qui rendent ces pétroles productibles fluctuent. Mais il est globalement estimé qu’au-delà de 50$/baril, leur exploitation est rentable. Les pétroles ou gaz produit en arctiques et/ou par très grandes profondeurs comme au large du Brésil sont également à la limite du « non-conventionnel ».
On voit bien à travers ce panorama que la frontière entre les pétroles conventionnels et non conventionnels est perméable et que les réserves prouvées sont une notion non pas physique, mais technico-économique qui évolue avec le temps et l’évolution du contexte d’exploitation.
4. La production de pétrole : une opération émettrice de gaz à effet de serre
La production de pétrole peut être une opération relativement peu ou au contraire beaucoup plus émettrice de gaz à effet de serre. Les trois variables importantes qui vont influer sur ce bilan sont l’énergie nécessaire à son extraction et son prétraitement, le torchage de routine associées ainsi que les fuites de méthane du processus de production.
Par exemple, la production de pétrole classiquement appelé conventionnel, comme ceux du Moyen-Orient sont globalement peu émetteurs de gaz à effet de serre. Le pétrole de roche mère qualifié de « non conventionnel » produits aux États-Unis nécessitent peu d’énergie pour leur production. En revanche, ils peuvent générer des fuites de méthane importantes et avoir associés d’important torchage de gaz. Enfin les pétroles lourds, peuvent nécessiter l’injection de vapeur d’eau dans le réservoir pour les rendre moins visqueux. De même, une conversion en « brut synthétique » consommant de l’hydrogène généré à partir de gaz naturel, peut également être nécessaire. Ces deux opérations sont très consommatrices d’énergie rendant la production de ce dernier type de pétrole particulièrement impactante pour le climat.
Pour qualifier et classer les différents pétroles au regard de leurs émissions de gaz à effet de serre, les professionnels du secteur utilisent comme indicateur l’intensité carbone. Cet indicateur est calculée en gramme de CO2 équivalent par quantité de pétrole produit exprimé en baril équivalent ou en MJ (kg CO2 équivalent/baril de pétrole équivalent ou g CO2/MJ).
Une des raisons à l’utilisation de cet indicateur tiens à la décision « l’Oil and Gas Climate Initiative », un consortium composé des entreprises responsables d’environ un tiers de la production mondiale de brut, qui a fixé des objectifs pour réduire l’intensité carbone de la production de pétrole à 3,3 g CO2 eq/MJ d’ici 2025 et mettre fin au torchage de routine d’ici à 2030. Platts, une société de conseils bien connus du secteur estime que sur les 104 champs qu’ils ont analysés, seul 39 atteindraient actuellement l’objectif de 2025.
Les calculs de Platts prennent en compte les émissions de gaz à effet de serre des opérations de la tête de puits au terminal de stockage ou d’exportation, y compris les activités de torchage et toutes les fuites de méthanes. Elles ne comprennent en revanche pas les émissions de CO2 liées à l’exploration et ni celle du forage, ni le raffinage, ni la combustion des carburants, étapes qui représentent de 80% à 90% des émissions de la filière.
Les principaux résultats de cette classification sont donnés dans le tableau 1 ci-dessous.
Tableau 2. Intensité carbone des principaux pétroles produits dans le monde ( (S&P Global, 2022) et (Mohammad, El-Houjeiri, & Schunack, 2018) )
Les calculs réalisés par Platts montrent une fourchette de valeur allant de 0,27 gr CO2 éq/MJ pour le projet offshore norvégien Johan Sverdrup à 250 g CO2/MJ pour le pétrole produit dans ceinture de l’Orénoque au Venezuela. A noter que cette dernière valeur est très élevée en comparaison avec d’autres sources d’informations qui indiquent une intensité carbone proche de celle des brut lourds du Canada autour de 20 g CO2e/MJ (voir par exemple (Mohammad, El-Houjeiri, & Schunack, 2018)) estimée plus réaliste.
Le champ pétrolier en Norvège, affiche des émissions de gaz à effet de serre particulièrement basse car il est le premier du genre à utiliser de l’électricité générée par un projet éolien flottant dédié, récemment installé par 400 m de fond environ. La production offshore du golfe du Mexique revendique également une faible intensité de carbone qui va de 2 à 4 g CO2 éq/MJ selon les dernières estimations. Enfin, le champ koweïti de Burgan présente la plus basse intensité carbone des pétroles produits à terre avec une valeur de 2,7 g CO2 éq/MJ.
L’intensité carbone du pétrole de roche mère produit aux États-Unis, affiche des valeurs allant de 3 à 16 gr CO2 éq/MJ. A noter que les calculs de Platts ne prennent pas en compte le forage, qui est une activité importante pour ce type de brut. L’Académie des sciences des États-Unis a publié une étude sur un des principaux champs de « ligth tigth oil » , Bakken au Dakota du Nord, qui inclut bien l’activité de forage et aboutie à une intensité carbone qui se situe dans la fourchette de Platts, autour de 8 g CO2éq/MJ (Laurenzi, Bergerson, & Motazedi, 2016).
Les pétroles lourds du Canada ou du Venezuela ont des intensités carbones très élevées allant de 20 à 250 g CO2 eq/MJ. Leur production peut nécessiter l’injection de solvant ou celle de vapeur pour extraire le pétrole lourd ainsi que des opérations de conversions en brut de synthèse particulièrement énergivore. Il reste que, comme déjà signalé, la valeur pour les pétroles lourds du Venezuela calculée par Platts semble particulièrement élevée. Une autre source d’information, donne une valeur à peu près équivalente à celle du Canada, autour de 20 g CO2 équivalent/MJ (Mohammad, El-Houjeiri, & Schunack, 2018).
Pour rappel et à titre de comparaison, la combustion d’essence et de gasoil a une intensité carbone de l’ordre de 74 g CO2 équivalent/MJ.
Figure 3. Carte des principaux sites de production de pétrole et de leur intensité carbone associée (S&P Global, 2022)
5. Le « peak oil »: un débat dépassé
En complément au débat sur le nombre d’années de réserves disponibles, s’est greffé celui sur le « peak oil ». Cette notion est différente de celle du temps qu’il nous reste de réserve de pétrole. Il s’agit d’arriver à estimer la date à laquelle le monde ou une région ou un pays a atteint son maximum de production de pétrole. Après ce pic/maximum de production, il n’y aurait qu’une inexorable décroissance. A noter que cette décroissance peut être contre balancée par la mise en place de technique d’amélioration de la production. En effet, dans les conditions initiales, on ne produit qu’un pourcentage des réserves en place de 20% à 70% environ. Un gain de 1% sur ce coefficient de récupération sur tous les gisements augmenterait d’un an les réserves mondiales.
Cette notion de « peak oil » a été introduite par un géologue américain : Marion King Hubbert. C’est en 1956, lors d'un meeting de l'American Petroleum Institute à San Antonio, au Texas, qu’il présenta ses calculs montrant que la production globale de pétrole aux États-Unis atteindrait son maximum aux alentours de 1970, avant de commencer à décroître. Il devint célèbre quand on s'aperçut que sa prédiction se réalisa.
Elle a ensuite été reprise, il y a plus de 25 ans, par un article de Colin Campbell (ancien géologue de BP) et Jean Laherrère (ex-ingénieur de Total) intitulé The End of Cheap Oil publié en 1998 dans la revue Scientific American lançant un débat sur l'épuisement des réserves de pétrole dans le monde. Il est important de rappeler que cet article a été rédigé dans un contexte de prix bas du pétrole, suite au contre-choc pétrolier de 1986 : le prix moyen observé est alors de 15 $/baril (il est aujourd’hui de l’ordre de 80 $/baril). Dans ces conditions, les investissements dans de nouvelles capacités de production ne se justifiait plus.
Dans leur fameux article, les auteurs s’appuient sur les travaux de Marion King Hubbert et estiment vers 2004-2005, le pic de la production mondiale de pétrole, dernière étape avant d’entamer un déclin irréversible. Avec le temps, ces prévisions ne se sont pas vérifiées, principalement en raison de la sous-estimation du rôle du pétrole « non conventionnel ». En effet, le pic de production de pétrole dit conventionnel, au sens de ce qui est produit en 1998, et est effectivement observé par l’Agence Internationale de l’Énergie en 2008. Mais depuis, des pétroles « non-conventionnels » ont trouvé un équilibre économique et ont plus que supplée le déclin du pétrole « conventionnel ». Tant et si bien que la prédiction de M.K Hubbert des années 70 a même été battue en brèche, puisque les États-Unis avec le pétrole et le gaz de roche mère ont dépassé les niveaux de production des années 70 et sont même devenus le premier producteur mondial d’hydrocarbures. C’est une révolution dans le secteur.
6. On a trop de pétrole !
En parallèle a toutes ces recherches de potentielle date de fin des réserves de pétrole, la thématique de l’impact de l’activité de l’homme sur le changement climatique n’a fait que s’accélérer. Pour rappel, c’est en 1997 qu’est signé, lors de la troisième COP, le protocole de Kyoto, premier accord international visant à limiter les émissions mondiales de gaz à effet de serre. C’est donc quasiment à la même date que l’article de C. Campbell et J. Laherrère est sortie.
La limitation des émissions de gaz à effet de serre a généré la notion de « budget carbone ». Il s’agit d’estimer la quantité de gaz à effet de serre qu’il est possible d’émettre pour rester en dessous d’un objectif de limitation hausse de la température à la fin du siècle. Ce budget est calculé en fonction des émissions cumulatives historiques, de l’objectif de température globale choisi et de l’émission des différents gaz à effet de serre (CO2, CH4, N20, CFC, PFC, SF6, ….). Pour bien comprendre cette notion, il faut d’abord avoir en tête que nous émettons environs 38 GT CO2/an. Avec une croissance qui a tendance à ralentir de l’ordre de 2% par an.
Figure 4. Évolution des émissions mondiales de CO2 liées à la combustion d’énergies fossiles (Global Carbon Project, 2022)
L’accord de Paris signé en 2015 indique deux objectifs : il parle de limiter la hausse de la température à la fin du siècle (2100) à +2°C et si possible à +1,5°C. Cette petite différence de 0,5°C peut sembler anecdotique, mais elle est significative.
Depuis le début de l’ère industrielle, près de 2 500 milliards de tonnes CO2 ont été émises. L’objectif de maintenir la température à +1,5°C nous oblige à limiter nos émissions d’ici à 2100 à 2 875 milliards de tonnes CO2. Autrement dit, il ne nous reste que 380 milliards de tonnes CO2 à émettre. Or, ce sont 38 milliards de tonnes de CO2 qui ont été générées en 2022. Ainsi, il nous reste 10 ans d’émissions de CO2 au rythme actuel des rejets dans l’atmosphère si nous voulons limiter à la hausse de la température à +1,5 °C d’ici à la fin du siècle. …
En reprenant le même raisonnement, on estime qu’il nous reste 20 ans d’émissions aux rythmes actuels des émissions de CO2 dans l’atmosphère pour limiter la hausse de la température à +1,7°C à la fin du siècle et 33 ans si l’objectif est de limiter la hausse de la température à +2°C en 2100 en comparaison avec le début de l’ère industrielle.
Figure 5. Quantités d’émissions de CO2 restant à émettre en fonction de l’objectif de limitation de la hausse de la température à la fin du siècle (Global Carbon Project, 2022)
Si l’accord de Paris doit être respecté, nous ne pouvons plus émettre de CO2 que pendant 30 ans au rythme actuel des rejets dans l’atmosphère. Les dernières estimations de BP sur les réserves mondiales prouvées indiquent que nous avons du pétrole pour 50 ans au rythme actuel de sa production. La combustion de pétrole étant une des principales sources d’émissions de CO2 dans le monde, on réalise bien que la contrainte climatique rattrape et dépasse même les horizons temporels de la contrainte de la fin des réserves de pétrole. Nous avons donc beaucoup trop de pétrole plutôt que pas assez.
La contrainte climatique qui limite la quantité de CO2 qu’il nous reste à émettre d’ici à la fin du siècle pousse ainsi à ce qu’environ 80% des réserves connues d’énergies fossiles ne sortent jamais des réservoirs (Carbon Tracker, 2011). Ce chiffre est connu maintenant depuis plus 10 ans et a été popularisé par le think-tank britannique « Carbon Tracker ». Ce dernier a en particulier défini la notion d’actifs échoués (stranded asset en Anglais) qui veut dire qu’une bonne partie de la valeur des compagnies pétrolières indexées sur leurs réserves exploitables de pétrole et de gaz, risque d’être ré-évalué à zéro car à terme non exploitable. C’est un risque financier majeur pour les compagnies pétrolières privées, publiques, les états pétro-gaziers ainsi que pour les institutions financières qui soutiennent ces sociétés.
Références
Agence Internationale de l'Energie. (2011). World Energy Outlook. Paris: OCDE.
Agence Internationale de l'Energie. (2018). World Energy Outlook. Paris: OCDE.
Berthod, M. (2016, Mars). Les réserves spéculatives de pétrole des pays de l'OPEP durant la bataille des quotas. Revue Françasie d'économie, pp. 115-136.
BP. (2022, June). BP Statistical Review. Récupéré sur BP: https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html
Campbell, C. J., & Laherrère, J. H. (1998, March). The End of Cheap Oil . Scientific American, pp. 78-83.
Carbon Tracker. (2011, July). Unburnable Carbon: Are the World’s Financial Markets
Carrying a Carbon Bubble? Récupéré sur Carbon Tracker: https://carbontracker.org/reports/carbon-bubble/
Connaissance des énergies. (2015, Mars 23). Fiche pédagogique : formation du pétrole. Récupéré sur Connaissance des énergies: https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/formation-du-petrole
Global Carbon Project. (2022, November 11th). Carbon Budget 2022. Récupéré sur Global Carbon Budget: https://www.globalcarbonproject.org/carbonbudget/index.htm
Laherrère, J., Hall, C. A., & Bentley, R. (2022, July 16th). How much oil remains for the world to produce? Comparing assessment methods, and separating fact from fiction. Current Research in Environmental Sustainability, pp. 1-19.
Laurenzi, I. J., Bergerson, J. A., & Motazedi, K. (2016, November 14th). Life cycle greenhouse gas emissions and freshwater consumption associated with Bakken tight oil. Récupéré sur PNAS: https://www.pnas.org/doi/10.1073/pnas.1607475113
Mohammad, M. S., El-Houjeiri, H. M., & Schunack, D. (2018, August 31st). Global Carbon Intensity of Crude Oil Production. Science, pp. 851-853.
S&P Global. (2022, February 14th). Infographic: Platts Analytics sizes up oil's carbon intensity from North Sea to Venezuela. Récupéré sur S&P Global: https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/market-insights/latest-news/oil/021522-infographic-chasing-the-lowest-carbon-crudes
Excellent rapport merci