Un glossaire pour comprendre la géopolitique des hydrocarbures - Géoconfluences
Publié le 27/09/2007
NB. Le contenu de cet article donne des informations disponibles au moment de sa publication en 2007.
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Un glossaire pour comprendre la géopolitique des hydrocarbures
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Bitume, asphalte
Les sables asphaltiques ou les schistes bitumineux enferment du pétrole brut très lourd composé d'hydrocarbures plus lourds que le pentane, qui peut contenir des composés sulfurés et d'autres minéraux. Ce mélange est naturellement visqueux et il ne peut, dans son état naturel, être récupéré par les moyens conventionnels tels que le forage. Son extraction et son traitement nécessitent donc des investissements et des moyens techniques importants dont l'impact sur l'environnement est considérable. Par exemple, pour tirer un volume de pétrole des sables asphaltiques (en Alberta au Canada par exemple), il faut déplacer 12 volumes de sable et injecter 8 volumes d'eau, la rentabilité énergétique en est donc limitée.
Bloc (block)
Voir les entrées Concession, Licence
Brent et autres cours du pétrole
Les transactions mondiales du pétrole brut s'organisent autour de marchés de référence qui permettent de déterminer le prix de toutes les autres qualités de brut.
Le brent, ou panier Brent Forties Oserberg / BFO (du nom des trois principaux gisements de mer du Nord qui le composent) est devenu le pétrole de référence pour le marché européen et d'autres pétroles en Afrique tels que le Bonny Light (Nigeria). Ce sont des pétroles de qualité intermédiaire qui font l'objet de transactions sur le marché à terme de Londres (International Petroleum Exchange / IPE) où le cours du BFO donne la tendance du jour. Ces transactions représentent environ les deux tiers des quantités vendues dans le monde.
Aux États-Unis, le brut servant de référence aux transactions est le West Texas Intermediate (WTI). En effet, le pétrole américain du Texas reste une référence parmi les pétroles d'excellente qualité (un pétrole très léger contenant très peu de soufre) où l'on compte aussi l'Arabian Light d'Arabie saoudite. Le WTI est coté au New York Mercantile Exchange (NYME) qui permet d'établir le prix d'un brut fictif, appelé Light Sweet Crude.
De son côté le pétrole de Dubaï est représentatif des variétés des pays du Golfe, des pétroles légers mais qui contiennent plus de soufre que le WTI. Son prix sert de référence pour les principaux consommateurs asiatiques.
Enfin, l'OPEP donne un prix de référence calculé à partir d'un panier de différents prix de bruts produits par ses États-membres.
Il faut noter qu'il existe d'autres marchés dont le volume des transactions sont plus modestes (Urals, Alaska North Slope, Oman) que la corrélation entre ces différents cours est très forte et les écarts n'excèdent généralement pas quelques %.
Le brent, ou panier Brent Forties Oserberg / BFO (du nom des trois principaux gisements de mer du Nord qui le composent) est devenu le pétrole de référence pour le marché européen et d'autres pétroles en Afrique tels que le Bonny Light (Nigeria). Ce sont des pétroles de qualité intermédiaire qui font l'objet de transactions sur le marché à terme de Londres (International Petroleum Exchange / IPE) où le cours du BFO donne la tendance du jour. Ces transactions représentent environ les deux tiers des quantités vendues dans le monde.
Aux États-Unis, le brut servant de référence aux transactions est le West Texas Intermediate (WTI). En effet, le pétrole américain du Texas reste une référence parmi les pétroles d'excellente qualité (un pétrole très léger contenant très peu de soufre) où l'on compte aussi l'Arabian Light d'Arabie saoudite. Le WTI est coté au New York Mercantile Exchange (NYME) qui permet d'établir le prix d'un brut fictif, appelé Light Sweet Crude.
De son côté le pétrole de Dubaï est représentatif des variétés des pays du Golfe, des pétroles légers mais qui contiennent plus de soufre que le WTI. Son prix sert de référence pour les principaux consommateurs asiatiques.
Enfin, l'OPEP donne un prix de référence calculé à partir d'un panier de différents prix de bruts produits par ses États-membres.
Il faut noter qu'il existe d'autres marchés dont le volume des transactions sont plus modestes (Urals, Alaska North Slope, Oman) que la corrélation entre ces différents cours est très forte et les écarts n'excèdent généralement pas quelques %.
Brut (pétrole -)
Le pétrole brut (Crude Oil) ou "brut" tout simplement est un pétrole tel qu'il est lorsqu'il est extrait avant d'être raffiné, transformé. C'est un mélange de pentanes et d'hydrocarbures plus lourds, généralement extraits de réservoirs géologiques. Lorsque les pentanes et les hydrocarbures lourds se trouvent dans des réservoirs de gaz naturel, ils sont appelés "condensats", comparables, dans la pratique, au brut. Les réservoirs de pétrole peuvent produire des hydrocarbures liquides plus légers tels que le propane et le butane, qui entrent dans la catégorie des gaz naturels.
La densité du pétrole brut est généralement mesurée en degrés, conformément à une échelle mise au point par l'Institut américain du pétrole (American Petroleum Institute / API). Un pétrole est qualifié de léger (light) si son degré API est supérieur à 31,1°, de moyen (medium) si'l est compris entre 22,3° et 31,1°, de lourd (heavy) s'il est compris entre 10° et 22,3° et d'extra lourd s'il est inférieur à 10°. Ces bruts "conventionnels" sont extraits par forage.
Chaque gisement (champ) possède ses caractéristiques (densité, teneur en soufre, etc.). Les bruts les plus recherchés et donc les plus chers, sont les plus légers qui fournissent l'essence, le kerosène. Les bruts les plus lourds ont l'apparence du goudron. Les condensats ou les gaz naturel liquéfiés (GNL) sont souvent mélangés avec des bruts plus lourds pour éviter un colmatage des pipelines.
Les bruts inférieurs à 10° API sont des bitumes, extraits de sables, de grès ou d'autres roches sédimentaires, qui nécessitent un traitement spécial visant à séparer le pétrole du sable, de l'eau et des minéraux, puis il est dilué avec du condensat.
Les pétroles de la mer du Nord, comme le Brent et l'Ekofisk, le brut nigérian (comme le Bonny Light) et d'autres pétroles africains sont des bruts légers, alors que la plus grande partie du pétrole du Moyen-Orient est de type brut lourd. Le bitume est quant à lui produit à partir des sables bitumineux du Canada et du Venezuela.
La densité du pétrole brut est généralement mesurée en degrés, conformément à une échelle mise au point par l'Institut américain du pétrole (American Petroleum Institute / API). Un pétrole est qualifié de léger (light) si son degré API est supérieur à 31,1°, de moyen (medium) si'l est compris entre 22,3° et 31,1°, de lourd (heavy) s'il est compris entre 10° et 22,3° et d'extra lourd s'il est inférieur à 10°. Ces bruts "conventionnels" sont extraits par forage.
Chaque gisement (champ) possède ses caractéristiques (densité, teneur en soufre, etc.). Les bruts les plus recherchés et donc les plus chers, sont les plus légers qui fournissent l'essence, le kerosène. Les bruts les plus lourds ont l'apparence du goudron. Les condensats ou les gaz naturel liquéfiés (GNL) sont souvent mélangés avec des bruts plus lourds pour éviter un colmatage des pipelines.
Les bruts inférieurs à 10° API sont des bitumes, extraits de sables, de grès ou d'autres roches sédimentaires, qui nécessitent un traitement spécial visant à séparer le pétrole du sable, de l'eau et des minéraux, puis il est dilué avec du condensat.
Les pétroles de la mer du Nord, comme le Brent et l'Ekofisk, le brut nigérian (comme le Bonny Light) et d'autres pétroles africains sont des bruts légers, alors que la plus grande partie du pétrole du Moyen-Orient est de type brut lourd. Le bitume est quant à lui produit à partir des sables bitumineux du Canada et du Venezuela.
Concession (contrat de -)
Le terme de concession est généralement utilisé pour désigner un périmètre de d'exploration et/ou d'exploitation (également appelé bloc) attribué à un opérateur (une compagnie, un consortium) étranger par le gouvernement hôte pour une période définie. Le système concessionnaire, fondé sur un accord passé entre l'opérateur et le pays d'accueil, fixe les conditions des futures ventes de la production à l'issue de la phase exploratoire : loyers, royalties, primes et taxes. Dans le cadre d'un système concessionnaire, la compagnie détient le titre de propriété des ressources produites.
Les contrats de concession ont évolué considérablement depuis leur création au début des années 1900, lorsqu'ils étaient des contrats unilatéraux et que bon nombre de pays riches en ressources étaient des colonies ou des protectorats. Gouvernements et compagnies indépendantes peuvent toujours recourir à des négociations directes mais, aujourd'hui, ces dernières sont souvent mises en concurrence à travers des processus d'appel d'offres pour obtenir la concession de ces droits.
Les contrats de concession ont évolué considérablement depuis leur création au début des années 1900, lorsqu'ils étaient des contrats unilatéraux et que bon nombre de pays riches en ressources étaient des colonies ou des protectorats. Gouvernements et compagnies indépendantes peuvent toujours recourir à des négociations directes mais, aujourd'hui, ces dernières sont souvent mises en concurrence à travers des processus d'appel d'offres pour obtenir la concession de ces droits.
Consortium
Groupe de compagnies indépendantes qui unissent leurs forces pour exploiter un champ pétrolier ou gazier destiné à être commercialisé, l'une des compagnies intervenant généralement comme opérateur.
Contrat, système contractuel
Globalement, pour exploiter leurs ressources naturelles les gouvernements ont trois possibilités : créer des compagnies publiques pour l'exploration, l'exploitation et la production ; inviter des investisseurs privés à exploiter leurs ressources naturelles ; ou adopter une combinaison de ces deux systèmes.
S'ils font appel à des investisseurs privés étrangers, ils doivent s'inscrire dans le cadre d'un système contractuel avec un opérateur. Un accord est passé en vertu duquel l'opérateur prend à sa charge l'ensemble des coûts et des risques d'exploration et l'ensemble des coûts de développement et de production, en contrepartie d'une part stipulée de la production résultant de ses efforts. Le plus souvent, le pays hôte conserve le titre de propriété de toutes les réserves d'hydrocarbures.
Différents systèmes contractuels sont envisageables : un contrat de concession, une joint-venture (JV) ou un contrat de partage de production (CPP / APP / PSA). Chaque forme de contrat présente des avantages et des inconvénients.
S'ils font appel à des investisseurs privés étrangers, ils doivent s'inscrire dans le cadre d'un système contractuel avec un opérateur. Un accord est passé en vertu duquel l'opérateur prend à sa charge l'ensemble des coûts et des risques d'exploration et l'ensemble des coûts de développement et de production, en contrepartie d'une part stipulée de la production résultant de ses efforts. Le plus souvent, le pays hôte conserve le titre de propriété de toutes les réserves d'hydrocarbures.
Différents systèmes contractuels sont envisageables : un contrat de concession, une joint-venture (JV) ou un contrat de partage de production (CPP / APP / PSA). Chaque forme de contrat présente des avantages et des inconvénients.
Conventionnels / non conventionnels
On appelle hydrocarbures "conventionnels" ceux qui peuvent être produits dans les conditions techniques et économiques du moment ou dans un futur prévisible. Les progrès techniques déplacent au fil des ans la frontière entre "conventionnel" et "non conventionnel". Ainsi dans les années 1970 étaient considérées comme "non conventionnels" les pétroles des gisements offshore situés à une profondeur supérieure à 200 m, alors que l'on fore, au début du XXIe siècle, par des fonds supérieurs à 2 000 m, voire 3 000 m pour les plus récentes. De même, jusqu'aux années 1990, les pétroles extra-lourds de la ceinture de l'Orénoque au Venezuela, ainsi que les sables asphaltiques du Canada étaient considérés comme "non conventionnels" alors que leur exploitation est maintenant en cours.
Gaz naturel (liquéfié / GNL / LNG)Le gaz naturel est un combustible riche en méthane. Il peut contenir aussi, en quantités variables, des hydrocarbures plus lourds qui se liquéfient à la pression atmosphérique, et de la vapeur d'eau. Il peut aussi comporter des composés soufrés, comme l'hydrogène sulfuré et d'autres gaz non hydrocarburés, tels que le gaz carbonique, l'azote ou l'hélium.
Après avoir été extrait par forage, le gaz peut être acheminé par voie terrestre et sous marine par gazoduc. Des stations de compression sont alors réparties le long du tube afin de maintenir une pression suffisante.
Mais le gaz peut aussi être mis en phase liquide par l'abaissement de sa température à -163°C ce qui permet de réduire 600 fois son volume ce qui facilite donc son transport sur de grandes distances. Des usines de liquéfaction produisent ce gas naturel liquéfié (GNL / LNG). Il peut alors être stocké ou transporté par des camions-citernes ou des navires dédiés, les méthaniers.
Après avoir été extrait par forage, le gaz peut être acheminé par voie terrestre et sous marine par gazoduc. Des stations de compression sont alors réparties le long du tube afin de maintenir une pression suffisante.
Mais le gaz peut aussi être mis en phase liquide par l'abaissement de sa température à -163°C ce qui permet de réduire 600 fois son volume ce qui facilite donc son transport sur de grandes distances. Des usines de liquéfaction produisent ce gas naturel liquéfié (GNL / LNG). Il peut alors être stocké ou transporté par des camions-citernes ou des navires dédiés, les méthaniers.
Joint-ventureInvestissement réalisé par un consortium de compagnies, l'une d'entre elles agissant généralement comme opérateur dans le cadre d'un accord passé avec l'État hôte. La forme, indéterminée au départ, reste à préciser. Les risques et les coûts sont partagés. Les JV sont plus rarement utilisés comme accord de base par les compagnies pétrolières.
LicenceAccord passé entre une compagnie et un gouvernement d'accueil définissant une zone géographique ou géologique spécifique (un bloc, une concession) et précisant les opérations autorisées. Le terme Licence est également utilisé pour définir un permis, une position de superficie, une zone de contrat, un bail ou un bloc.
Marchés et prixLe prix du marché des hydrocarbures est défini par un ensemble de facteurs allant de l'offre et de la demande aux tensions géopolitiques mondiales, en passant par les aléas climatiques (pour le court terme), les stratégies des acteurs (Opep, compagnies, etc.) et des spéculateurs. Le Brent, le West Texas Intermediate (WTI), principalement, servent de qualités de référence pour les transactions de la majeure partie du pétrole mondial.
Les compagnies peuvent acheter du pétrole de différentes manières : dans le cadre de contrats à long terme avec les pays producteurs, sur le marché spot* ou au comptant, ou par la fourniture physique des contrats achetés sur le principal marché à terme*, le New York Mercantile Exchange (Nymex). Ce dernier est le marché de loin le plus actif dans le domaine des transactions pétrolières internationales, devant son cousin basé à Londres, l'International Petroleum Exchange (IPE). Sur ces marchés libres, un grand nombre d'acheteurs et de vendeurs potentiels sont en concurrence pour obtenir les prix les plus compétitifs.
À eux tous, ces produits forment le "complexe des produits pétroliers" (petroleum complex).
* Marché à terme : un contrat à terme permet aux parties d'acheter ou de vendre à un prix défini, pour une fourniture ultérieure.
* Marché spot : marché au jour le jour portant sur des cargaisons. S'oppose aux contrats à terme.
Les compagnies peuvent acheter du pétrole de différentes manières : dans le cadre de contrats à long terme avec les pays producteurs, sur le marché spot* ou au comptant, ou par la fourniture physique des contrats achetés sur le principal marché à terme*, le New York Mercantile Exchange (Nymex). Ce dernier est le marché de loin le plus actif dans le domaine des transactions pétrolières internationales, devant son cousin basé à Londres, l'International Petroleum Exchange (IPE). Sur ces marchés libres, un grand nombre d'acheteurs et de vendeurs potentiels sont en concurrence pour obtenir les prix les plus compétitifs.
À eux tous, ces produits forment le "complexe des produits pétroliers" (petroleum complex).
* Marché à terme : un contrat à terme permet aux parties d'acheter ou de vendre à un prix défini, pour une fourniture ultérieure.
* Marché spot : marché au jour le jour portant sur des cargaisons. S'oppose aux contrats à terme.
Opérateur
Toute compagnie pétrolière ou investisseur, prenant la responsabilité de l'exploitation, du développement et de la production de découvertes de pétrole ou de gaz.
Partage de production (accord, contrat de - / PSA)
Un accord (APP), ou contrat (CPP), de partage de production (Production-Sharing Agreement / PSA, sigle couramment utilisé) est un accord passé entre l'opérateur sur un secteur géographique donné (bloc, licence) et un gouvernement hôte, selon lequel le premier assume les coûts et les risques associés à l'exploration et à l'exploitation du projet, en échange d'une part de la production à venir. Le PSA reconnaît que la propriété des ressources naturelles reste entre les mains de l'État hôte. L'opérateur, le consortium, assume la plupart des risques financiers liés à l'exploration et au développement et peut perdre ses investissements s'il ne trouve pas d'hydrocarbures exploitables.
La formule du PSA a été utilisée, en 1966, pour la première fois en Indonésie dont le gouvernement ne voulait plus attribuer de nouvelles concessions dans les formes habituelles de l'époque héritées du passé. Il a introduit la "formule indonésienne", que l'on connaît maintenant sous le nom de PSA, dans laquelle l'État garde la propriété des ressources et négocie un système de partage de bénéfices. Au départ, les compagnies étrangères, surtout les majors, ont fermement résisté au changement, inquiètes à l'idée de créer un précédent qui affecterait leurs concessions dans d'autres zones. Toutefois, des compagnies indépendantes ont commencé à conclure des PSA et les majors n'ont pas eu d'autre choix que de suivre le mouvement. Ainsi la formule s'est progressivement répandue dans le monde entier pour devenir courante au début du XXIe siècle.
Les PSA ont évolué et il en existe aujourd'hui de nombreuses versions différentes qui se ressemblent dans leur concept de base, le partage du profit. Souvent, la compagnie pétrolière nationale rejoint le consortium au sein du PSA. Ce partenariat avec une compagnie nationale peut être stratégique, indispensable aux compagnies étrangères qui souhaitent accéder aux réserves. Mais elles peuvent alors se heurter au manque de transparence dans la gouvernance et dans les comptes des compagnies nationales qui, lorsqu'elles sont publiques, sont souvent réticentes, au nom du secret et de la confidentialité d'État, à fournir des informations (financières, techniques, géologiques) dont l'exploitation soit possible. Des détournements de fonds, des opérations de bluff sont alors envisageables.
Le gouvernement hôte, qui ne risque pas d'encourir de lourdes pertes autres que le coût des négociations, peut choisir de recevoir sa rémunération de différentes manières. La méthode la plus courante consiste à percevoir une prime de signature, un paiement d'avance versé par une compagnie lorsqu'elle accepte d'explorer et de développer un bloc. La prime de signatures fournit au gouvernement un bénéfice immédiat, tout en signifiant un engagement ferme de la compagnie.
En cas de découverte de pétrole, un gouvernement peut percevoir sa rémunération en conservant une partie de la production de pétrole, en recevant des taxes sur celle-ci ou une part des bénéfices, ou en obtenant des royalties (redevances). Dans certains cas, le gouvernement hôte reçoit un pourcentage inférieur à celui de la compagnie, voire aucune part de la production, jusqu'à ce que la compagnie ait amorti son investissement.
La formule du PSA a été utilisée, en 1966, pour la première fois en Indonésie dont le gouvernement ne voulait plus attribuer de nouvelles concessions dans les formes habituelles de l'époque héritées du passé. Il a introduit la "formule indonésienne", que l'on connaît maintenant sous le nom de PSA, dans laquelle l'État garde la propriété des ressources et négocie un système de partage de bénéfices. Au départ, les compagnies étrangères, surtout les majors, ont fermement résisté au changement, inquiètes à l'idée de créer un précédent qui affecterait leurs concessions dans d'autres zones. Toutefois, des compagnies indépendantes ont commencé à conclure des PSA et les majors n'ont pas eu d'autre choix que de suivre le mouvement. Ainsi la formule s'est progressivement répandue dans le monde entier pour devenir courante au début du XXIe siècle.
Les PSA ont évolué et il en existe aujourd'hui de nombreuses versions différentes qui se ressemblent dans leur concept de base, le partage du profit. Souvent, la compagnie pétrolière nationale rejoint le consortium au sein du PSA. Ce partenariat avec une compagnie nationale peut être stratégique, indispensable aux compagnies étrangères qui souhaitent accéder aux réserves. Mais elles peuvent alors se heurter au manque de transparence dans la gouvernance et dans les comptes des compagnies nationales qui, lorsqu'elles sont publiques, sont souvent réticentes, au nom du secret et de la confidentialité d'État, à fournir des informations (financières, techniques, géologiques) dont l'exploitation soit possible. Des détournements de fonds, des opérations de bluff sont alors envisageables.
Le gouvernement hôte, qui ne risque pas d'encourir de lourdes pertes autres que le coût des négociations, peut choisir de recevoir sa rémunération de différentes manières. La méthode la plus courante consiste à percevoir une prime de signature, un paiement d'avance versé par une compagnie lorsqu'elle accepte d'explorer et de développer un bloc. La prime de signatures fournit au gouvernement un bénéfice immédiat, tout en signifiant un engagement ferme de la compagnie.
En cas de découverte de pétrole, un gouvernement peut percevoir sa rémunération en conservant une partie de la production de pétrole, en recevant des taxes sur celle-ci ou une part des bénéfices, ou en obtenant des royalties (redevances). Dans certains cas, le gouvernement hôte reçoit un pourcentage inférieur à celui de la compagnie, voire aucune part de la production, jusqu'à ce que la compagnie ait amorti son investissement.
Peak oil, pic de Hubbert
Les chiffres des réserves réelles des différents pays producteurs d'hydrocarbures sont difficiles à établir car certains ne prennent en compte que les réserves prouvées alors que d'autres comptabilisent aussi les réserves probables ou possibles. Certains États ou certaines compagnies sur-estiment ou sous-estiment leurs réserves pour des raisons géostratégiques, ou organisent le secret sur ces questions.
Ces précautions étant, si l'on se réfère une des publications majeure dans le domaine, la BP Statistical Review, l'évaluation des réserves prouvées mondiales serait de 1 200 milliards de barils, correspondant à 41 années de consommation actuelle. Les autres organismes collecteurs de données les situent entre 1 050 et près de 1 260 milliards de barils suivant la prise en compte ou non des réserves d'huiles extra lourdes canadiennes. Ces chiffres, qui ne représentent que les volumes contenus dans les gisements découverts ou en cours de production, pourraient augmenter grâce à la mise en développement des futures découvertes et des innovations technologiques. Mais, quoiqu'il en soit, le renouvellement des réserves n'est plus assuré depuis les années 1980 : les pétroliers extraient davantage d'hydrocarbures qu'ils n'en découvrent, ce qui sous entend l'arrivée inéluctable d'un déclin de la production. Ce point d'infléchissement ou "pic" de la production, c'est le "peak oil" ou pic de Hubbert du nom du géologue américain qui, dans les années 1950, en a théorisé l'existence.
La date du "pic" ne fait pas non plus l'unanimité. Elle est prévue entre 2010 et 2020 par les membres du club de l'Association for the study of Peak Oil and Gas (ASPO), au plus tôt pour 2024 par l'United Sates Geological Survey (USGS). Pour Yves Mathieu de l'Institut français du pétrole, il y aurait plutôt un plateau de production survenant entre 2010 et 2028 au plus tard, avant le déclin géologique. À partir de là les hydrocarbures proviendraient essentiellement des pétroles de haute technologie, dits non conventionnels, nécessitant d'importants investissements. Par ailleurs, un premier déclin de production, lié au manque d'investissements et d'équipements au cours des années 1990 et 2000, pourrait se produire entre 2006 et 2009.
La situation est un peu différente pour le gaz dont la demande mondiale croit rapidement mais qui offre davantage de perspectives prometteuses en exploration, repoussant le déclin de sa production au delà de 2035 ou 2050.
Ces précautions étant, si l'on se réfère une des publications majeure dans le domaine, la BP Statistical Review, l'évaluation des réserves prouvées mondiales serait de 1 200 milliards de barils, correspondant à 41 années de consommation actuelle. Les autres organismes collecteurs de données les situent entre 1 050 et près de 1 260 milliards de barils suivant la prise en compte ou non des réserves d'huiles extra lourdes canadiennes. Ces chiffres, qui ne représentent que les volumes contenus dans les gisements découverts ou en cours de production, pourraient augmenter grâce à la mise en développement des futures découvertes et des innovations technologiques. Mais, quoiqu'il en soit, le renouvellement des réserves n'est plus assuré depuis les années 1980 : les pétroliers extraient davantage d'hydrocarbures qu'ils n'en découvrent, ce qui sous entend l'arrivée inéluctable d'un déclin de la production. Ce point d'infléchissement ou "pic" de la production, c'est le "peak oil" ou pic de Hubbert du nom du géologue américain qui, dans les années 1950, en a théorisé l'existence.
La date du "pic" ne fait pas non plus l'unanimité. Elle est prévue entre 2010 et 2020 par les membres du club de l'Association for the study of Peak Oil and Gas (ASPO), au plus tôt pour 2024 par l'United Sates Geological Survey (USGS). Pour Yves Mathieu de l'Institut français du pétrole, il y aurait plutôt un plateau de production survenant entre 2010 et 2028 au plus tard, avant le déclin géologique. À partir de là les hydrocarbures proviendraient essentiellement des pétroles de haute technologie, dits non conventionnels, nécessitant d'importants investissements. Par ailleurs, un premier déclin de production, lié au manque d'investissements et d'équipements au cours des années 1990 et 2000, pourrait se produire entre 2006 et 2009.
La situation est un peu différente pour le gaz dont la demande mondiale croit rapidement mais qui offre davantage de perspectives prometteuses en exploration, repoussant le déclin de sa production au delà de 2035 ou 2050.
Pipeline
Comme pour l'ensemble des opérations d'extraction, la construction et l'entretien des pipelines pour le gaz (gazoduc) ou le pétrole (oléoduc) perturbent souvent des paysages et des milieux sensibles. Une large voie, la "piste de pose", est dégagée à travers forêts, zones humides et fragiles, etc. ce qui augmente l'emprise au sol de l'ouvrage. L'hydrographie des lieux est perturbée et les risques d'accident technologique sont importants : ruptures, voire explosions, suivies de fuites plus ou moins graves et maîtrisables. Leur maintenance, l'entretien des stations de compression et de pompage qui en jalonnent le parcours, exigent aussi la réalisation de routes d'accès qui réduisent ou fragmentent davantage les habitats naturels.
Statistiques
Unités de mesure
Quota de production
Pour réguler le marché, les pays producteurs, les membres de l'Opep par exemple, peuvent se répartir des quotas de production revus périodiquement en fonction de l'évolution du marché international. L'exercice se révèle en général difficile, tient compte des pressions extérieures et de la situation géopolitique internationale et donne lieu à des tractations délicates entre délégations.
Réserves probables, prouvées
Près de 40% des réserves d'hydrocarbures dans le monde sont exploitées de manière primaire par simple pompage. Moins de 60% sont exploitées en injectant de l'eau ou du gaz (production dite secondaire) et seulement 2% utilisent des méthodes de récupération assistée dites tertiaires. Suivant ces types de production les taux de récupération d'un champ d'hydrocarbures varient de moins de 10% à plus de 70%. Le taux moyen mondial de récupération des gisements actuellement en production est estimé à 35%.
On distingue trois types de réserves. Les quantités de pétrole qui ont une probabilité de récupération supérieure ou égale à 90% grâce aux techniques et aux conditions économiques du moment sont dites "1P" ou "réserves prouvées". Les quantités de pétrole plus importantes dont la probabilité de récupération atteint 50% sont les "réserves probables" ou 2P. Enfin, quand la probabilité de récupération dans un gisement descend à 10%, on parle alors de "réserves possibles" ou 3P. Ce mode de classification est contesté par certains experts.
La question de l'évaluation des réserves d'hydrocarbures, prouvées et probables, est l'objet de débats et source d'un certain nombre de divergences statistiques entre experts selon le monde auxquels ils appartiennent et aussi selon les intérêts qu'ils défendent.
Les déclarations des compagnies relatives au volume de leurs réserves sont avant tout destinées à leurs banques, à leurs actionnaires ou à leurs interlocuteurs étatiques. Elles ne sont donc pas communiquées sans arrières pensées. La Royal Dutch / Shell a fait la une des médias en 2004 pour avoir reconnu que les données communiquées sur ses réserves prouvées étaient surévaluées. La bonne foi de la compagnie était cependant possible car, il faut le reconnaître, ce n'est que lorsqu'on ferme un puits qu'on peut connaître avec certitude sa production finale !
En pratique, les réserves probables sont des réserves contiguës aux réserves prouvées dont l'existence est démontrée avec un degré raisonnable de certitude. Leur exploitation dépend alors largement d'un problème de coût : la ressource existe mais la question est de savoir combien les sociétés consommatrices sont prêtes à payer pour la récupérer et l'utiliser. L'évaluation des réserves probables évolue donc en fonction des progrès techniques et du cours des hydrocarbures. Des prix élevés peuvent justifier l'emploi de nouvelles technologies plus coûteuses d'exploration et d'exploitation qui repoussent les limites.
Au total, en 2007, les ordres de grandeur seraient les suivants :
- les réserves de pétrole dites prouvées sont estimées à environ 1 à 1,3 milliard de barils, 150 milliards de tonnes environ soit une production d'une quarantaine d'années au rythme actuel,
- en tonnes d'équivalent pétrole, les réserves gazières représentent un volume du même ordre de grandeur que celui des réserves pétrolières, mais ces quantités correspondent à un ratio réserves / production de plus de 60 ans.
Sur ces bases, la perspective du début du déclin inéluctable de la ressource, le fameux "peak oil", semble se rapprocher.
On distingue trois types de réserves. Les quantités de pétrole qui ont une probabilité de récupération supérieure ou égale à 90% grâce aux techniques et aux conditions économiques du moment sont dites "1P" ou "réserves prouvées". Les quantités de pétrole plus importantes dont la probabilité de récupération atteint 50% sont les "réserves probables" ou 2P. Enfin, quand la probabilité de récupération dans un gisement descend à 10%, on parle alors de "réserves possibles" ou 3P. Ce mode de classification est contesté par certains experts.
La question de l'évaluation des réserves d'hydrocarbures, prouvées et probables, est l'objet de débats et source d'un certain nombre de divergences statistiques entre experts selon le monde auxquels ils appartiennent et aussi selon les intérêts qu'ils défendent.
Les déclarations des compagnies relatives au volume de leurs réserves sont avant tout destinées à leurs banques, à leurs actionnaires ou à leurs interlocuteurs étatiques. Elles ne sont donc pas communiquées sans arrières pensées. La Royal Dutch / Shell a fait la une des médias en 2004 pour avoir reconnu que les données communiquées sur ses réserves prouvées étaient surévaluées. La bonne foi de la compagnie était cependant possible car, il faut le reconnaître, ce n'est que lorsqu'on ferme un puits qu'on peut connaître avec certitude sa production finale !
En pratique, les réserves probables sont des réserves contiguës aux réserves prouvées dont l'existence est démontrée avec un degré raisonnable de certitude. Leur exploitation dépend alors largement d'un problème de coût : la ressource existe mais la question est de savoir combien les sociétés consommatrices sont prêtes à payer pour la récupérer et l'utiliser. L'évaluation des réserves probables évolue donc en fonction des progrès techniques et du cours des hydrocarbures. Des prix élevés peuvent justifier l'emploi de nouvelles technologies plus coûteuses d'exploration et d'exploitation qui repoussent les limites.
Au total, en 2007, les ordres de grandeur seraient les suivants :
- les réserves de pétrole dites prouvées sont estimées à environ 1 à 1,3 milliard de barils, 150 milliards de tonnes environ soit une production d'une quarantaine d'années au rythme actuel,
- en tonnes d'équivalent pétrole, les réserves gazières représentent un volume du même ordre de grandeur que celui des réserves pétrolières, mais ces quantités correspondent à un ratio réserves / production de plus de 60 ans.
Sur ces bases, la perspective du début du déclin inéluctable de la ressource, le fameux "peak oil", semble se rapprocher.
Royalties (redevances)
Une part des revenus issus de la vente de pétrole, gaz ou d'autres ressources naturelles, payée au propriétaire, généralement le gouvernement hôte. Le montant correspond en général à un pourcentage des revenus obtenus.
Statistiques
Les sources de référence les plus facilement disponibles, parmi d'autres, proviennent de la Revue statistique de BP sur l'énergie dans le monde (BP Statistical Review of World Energy), dont le rapport annuel est largement cité, des données de l'Oil & Gas Journal à partir d'une enquête annuelle auprès des gouvernements des pays producteurs, de l'Agence internationale de l'énergie (AIE/ International Energy Agency / IEA) et de l'Energy Information Administration (EIA, service officiel des statistiques sur l'énergie du gouvernement fédéral des E.U)
Mais certaines données ne font pas consensus, tout particulièrement celles qui concernent l'état des réserves sujet sur lequel, pour diverses raisons, compagnies ou États entretiennent mystère ou désinformation. C'est ainsi que depuis 2002 en Russie, révéler la moindre information sur les réserves est un crime d'État passible de sept années de prison.
Des sociétés se sont spécialisées dans la fourniture d'informations stratégiques sur les productions : PetroLogistic, Information Handling Services Energy par exemple.
Mais certaines données ne font pas consensus, tout particulièrement celles qui concernent l'état des réserves sujet sur lequel, pour diverses raisons, compagnies ou États entretiennent mystère ou désinformation. C'est ainsi que depuis 2002 en Russie, révéler la moindre information sur les réserves est un crime d'État passible de sept années de prison.
Des sociétés se sont spécialisées dans la fourniture d'informations stratégiques sur les productions : PetroLogistic, Information Handling Services Energy par exemple.
Syndrome hollandais (Dutch Disease) / Effet de Groningue
L'expression provient des effets de la découverte de gaz en mer du Nord sur l'économie des Pays-Bas. À Groningue, au début des années 1950, la découverte du plus grand gisement de gaz naturel d'Europe occidentale a provoqué, du fait de la redistribution d'une partie de cette rente, une rapide désindustrialisation. En effet, l'exploitation de la ressource et la rente qu'elle procure augmente la valeur de la monnaie du pays, ses autres exportations sont ainsi moins compétitives alors que les importations s'accroissent, que les autres activités productives sont dépréciées, d'où la désindustrialisation.
Dans la plupart des cas, lorsque l'exploitation des ressources naturelles domine une économie, lorsqu'une richesse est acquise hors du cycle de production, ce processus est observé. Il est amplifié dans les États qui présentent de graves défauts de gouvernance.
Dans la plupart des cas, lorsque l'exploitation des ressources naturelles domine une économie, lorsqu'une richesse est acquise hors du cycle de production, ce processus est observé. Il est amplifié dans les États qui présentent de graves défauts de gouvernance.
Unités de mesure
Le pétrole est habituellement mesuré en barils ou en tonnes. Les unités de mesure les plus courantes dans la production pétrolière sont le baril (= 159 litres) par jour (b/j) ou la tonne par an (t/an). Le baril étant une unité de mesure du volume et la tonne une mesure du poids, il n'y a pas de corrélation précise, car les différentes qualités de pétrole brut ont des poids différents. Mais, selon une règle empirique, on compte 7,33 barils par tonne et 1 b/j correspond à 49,8 t/an.
La production de gaz naturel est convertie selon un facteur de 6 000 pieds cubes de gaz pour un baril de pétrole.
On utilise le baril équivalent pétrole (bep) ou la tonne équivalent pétrole (tep) pour exprimer la production ou l'utilisation d'autres formes d'énergie primaire, comme par exemple le gaz, le charbon, l'énergie nucléaire ou hydraulique, de manière à pouvoir les comparer directement avec le pétrole et entre elles.
La production de gaz naturel est convertie selon un facteur de 6 000 pieds cubes de gaz pour un baril de pétrole.
On utilise le baril équivalent pétrole (bep) ou la tonne équivalent pétrole (tep) pour exprimer la production ou l'utilisation d'autres formes d'énergie primaire, comme par exemple le gaz, le charbon, l'énergie nucléaire ou hydraulique, de manière à pouvoir les comparer directement avec le pétrole et entre elles.
Principales sources :
- Institut français du pétrole (IFP),
- Revenue Watch Institute,
- Agence internationale de l'énergie (AIE / IEA),
- Académie des technologies (Commission Energie et Changement climatique),
- glossaire de Gaz de France,
- dossier Journal du Net - Sciences, "Pétrole, faut-il croire à la pénurie ?" :
www.journaldunet.com/science/environnement/dossiers/06/0606-petrole/1.shtml
- etc.
Sélection et synthèse : Sylviane Tabarly
Géoconfluences le 27 septembre 2007
Pour citer cet article :
« Un glossaire pour comprendre la géopolitique des hydrocarbures - Géoconfluences », Géoconfluences, septembre 2007.
https://geoconfluences.ens-lyon.fr/doc/transv/DevDur/popup/GlossaireHydrocar.htm
