La révolution que permet le forage horizontal et la fracturation hydraulique (technique connue quand même depuis une trentaine d’années) en matière de production de pétrole étasunien (huile de schiste/pétrole non conventionnel) éleverait en 2020 l’amérique au rang de 2° producteur mondial de pétrole en 2020, juste derrière l’Arabie Saoudite.
C’est un rapport de la prestigieuse université d’Harvard rendu public lundi qui établit ce constat. Et Stéphane Trano de rebondir finement dans Marianne2.fr en posant une question fort à propos “L’avenir radieux des pétroliers américains bouleversera t-elle vraiment la donne économique mondiale” ?.
Cette étude redonne un coup de jeune à cette idée bien connue, défendue notamment par Leonardo Maugeri, auteur du rapport, président de la compagnie pétrolière ENI de 2000 à 2010, selon laquelle le développement des technologies démentirait les avertissements récurrents sur la fin des réserves (voir une infographie sur le forage horizontal et la fracturation hydraulique).
Bon sang ne saurait mentir, et on voit ici que la politique énergétique américaine est étroitement lié aux intérêts pétroliers, quelque soit le président en place, Obama ou pas. Ce dernier s’est rallié à la realpolitik de ses prédecesseurs selon le magazine l’Expansion qui titre “Obama croît toujours en la géopolitique du pétrole“. Les présidents passent mais le modèle énergétique US reste. Et en la matière, c’est toujours l’insubmersible Dick Cheney qui est le mentor de l’actuel président.
…Aux yeux de Cheney, le pétrole est au coeur des relations internationales et détermine en grande partie l’ascension et la chute des grandes nations . Il est une ressource critique pour laquelle il peut être quelquefois nécessaire de faire la guerre…(bonjour aux Irakiens… Ndr). C’est le Pr Michel Klare du Hampshire College qui voit dans la conduite du président Obama, la digne application des principes de la politique de Cheney.
Alors de la continuité dans le credo pétrolier national au soutien de l’exploitation des schistes, gaz et pétrole, il n’y a qu’un pas, et le président de déclarer en janvier dernier dans son discours sur l’état de l’Union “Au cours des trois dernières années nous avons ouvert à l’exploitation pétrolière et gazière des millions de km2 et je vais demander à mon administration d’ouvrir plus de 75% de nos surfaces off shore potentielle. Dès maintenant, la production pétrolière américaine est la plus haute des huit dernières années. L’année dernière, notre dépendance à l’égard du pétrole importé a baissé, à un niveau record depuis 16 ans ». Il avait évoqué avec enthousiasme l’exploitation du gaz de schiste : « Nous avons une réserve de gaz naturel qui peut durer 100 ans. Mon administration fera tout pour développer de façon sûre cette énergie ».
Il est hautement probable que le gouvernement US ne se fait pas d’illusions sur le pic pétrolier. L’armée US n’avait-elle pas averti en 2010 du risque de “pénuries massives de production de pétrole en 2015” ? (article en anglais). Même si, c’est ce qui allait très probablement conduire l’administration US avec la SEC a changé les règles des réserves des compagnies pétrolières en faveur des pétroles non conventionnels. Ce qui, aussitôt dit, aussitôt fait, allaient lancer les majors dans l’exploitation du pétrole non-conventionnel (voir le rapport de Jean Laherrère ci-dessous) et les sauver d’une dégringolade boursière.
Il reste peu de place à ce moment là pour les dommages environnementaux de l’exploitation de l’huile de schiste et l’écologie reste dans l’angle mort de la politique énergétique américaine.
Ce qui compte c’est de préserver le poids du pays de l’oncle Sam dans le concert des nations qui pèseront de tout le poids de leur puissance pétrolière, à l’heure où le monde aura un problème.
La réalité des chiffres du pétrole non conventionnel US
C’est dans un rapport de Jean Laherrère, présenté au Club de Nice en décembre 2011 qu’il faut aller chercher une juste analyse de ce qu’est réellement l’exploitation du pétrole non conventionnel aux Etats-Unis, et notamment des points faibles.
- Les majors ne se sont intéressées à cette production connue depuis 1821 mais abandonnée car non rentable, qu’en 2010 à la faveur d’un changement des règles de la SEC sur leurs réserves, qui leur permet de ne pas trop voir baisser leurs réserves globales.
- La production chute de 50 % la deuxième année (et il faut constamment forer de nouveaux puits pour maintenir la production Ndr). On ne peut pas bien modéliser le futur par manque d’historique.
- Il ne faut pas confondre les réserves potentiellement considérables dans le sol et les ressources qui correspondent à ce qu’on peut raisonnablement extraire.
- Il s’avère que l’activité de production est située uniquement en Amérique du Nord, mais il y a des moratoires au Québec et dans l’Etat de New York à cause des pollutions, surtout des décharges illégales de mauvais opérateurs et de mauvais contrôleurs.
- Les problèmes de pollution (surtout de décharge) compliquent la situation.
Jean Laherrère conseille donc “d’attendre et de voir” pour juger de la viabilité économique de ce type d’exploitation.
Sur le point de la pollution, on pourrait ajouter que les dommages environnementaux sont insuffisamment évalués avec précision et pourraient sonner le glas de la production à une grande échelle, dans des pays démocratiques où les citoyens ont leur mot à dire. Il peut en être tout autrement dans d’autres parties du monde où l’exploitation se fera en dépit des dégâts infligés aux populations.
Le fond du dossier sur le pic pétrolier
Le pic pétrolier du pétrole brut est donc passé par là en 2006, et le déclin de 5 % par an, porterait la production à environ 65 millions de barils en 2020. Soit un déficit de 24 millions par rapport à la production de 89 millions d’aujourd’hui. On peut quand même penser que les stratèges américains savent compter. Et que les “nouvelles technologies” sont incapables de compenser la baisse de cette production.
Un autre président de compagnie pétrolière Peter Voser, la Shell en l’occurence et toujours en exercice, n’avait-il pas déclaré “qu’il faudrait l’équivalent de 4 Arabie Saoudite d’ici 2020 pour maintenir l’offre à son niveau actuel“.
La question à 1 000 barils est donc de savoir si déjà les gisements de l’Amérique du Nord (dont le Dakota du Nord), du Brésil, de l’Arctique, des pétroles lourds du Canada et du Venezuela et d’autres régions, suffiront à compenser le déclin de la production.
Pierre-René Bauquis (1) déclarait déjà dans les colonnes du Monde “…si on trouve dix ou vingt cas analogues au Dakota du Nord sur la planète, cela ne rehaussera le pic que d’environ 5 mb/j et n’en reculera la date que de quatre à cinq ans”.
Pour le Brésil et l’Arctique la question semble déjà réglée car cette exploitation complexe, de l’offshore très profond dans le premièr cas, doublé de conditions climatiques extrêmes dans le deuxième cas, ne verra certainement pas le jour avant 2020 ou 2025.
En ce qui concerne les pétroles extra-lourds du Canada et du Venezuela, ce qui compte n’est pas tant l’étendue des réserves que la capacité de production pour un pétrole immature constitué de boues qui doivent faire l’objet d’une lourde transformation pour donner du pétrole liquide. A ce jour, dans un processus classique de traitement on estime le potentiel allant de 4 à 8 % de la production mondiale.
Pour d’autres régions à potentiel :
- Irak : 7 à 10 ans de délai pour produire 8 millions barils/jour, mais de nouvelles tensions apparaissent.
- Kazakhstan : à partir de 2013, 400 000 barils/j pour atteindre 1,5 million. (Le champ géant de Kashagan en mer Caspienne qui peut atteindre cette capacité de production, fait partie de la plus grande découverte depuis 30 ans avec le Brésil)
- Nigéria: 700 000 barils/j d’ici 2015 avec le golfe de Guinée.
Le problème reste donc entier, à savoir comment trouver 24 millions de barils ? Les pétro-optimistes nous laissent donc sur notre fin. Pas de statistiques, pas d’ordre de grandeur, pas de traduction chiffrée des folles espérances, en face des 30 milliards de barils dont a besoin le monde, et ce chaque année.
L’arithmétique élémentaire est donc comme le grand trou noir de la pensée cornupicienne (2) où ceux qui croient en une corne d’abondance éternelle se voilent la face en se rassurant avec toutes sortes de nouveautés qui vont nous sauver.
On peut quand même escompter qu’en face du déclin, de l’envolée du prix du baril, on aura une baisse ou carrément un effondrement de la demande, comme ce qui s’est passé au cours des chocs pétroliers de 1973 et 1979, ce qui fait que la demande mondiale sera plus faible que ce qu’elle est aujourd’hui.
La croissance de la demande en pétrole commence d’ailleurs déjà à ralentir (article en anglais), même si elle est dopée principalement par la Chine (traduction de l’article original).
L’angle de tir est donc étroit pour les années à venir, entre la baisse de la production de pétrole brut, l’essor non évalué avec précision des nouvelles technologies sur la production, et la baisse éventuelle de la demande. Sans parler de la volonté politique de l’OPEP à faire varier sa production en fonction de la volatilité des cours.
Et bien sûr, l’avenir du pic pétrolier – en quelque sorte – ne s’arrête pas à 2020. Si vous avez bien fait vos comptes, il est très possible que la baisse de la demande corresponde pendant un temps à la baisse de la production. Mais après, le déclin continue, et là, on fait comment ?
Sur le graphique ci-dessus il n’échappera à personne que la baisse de production du seul pétrole brut, donc sans les “nouveaux projets”, aboutit à une quantité de 45 millions de barils/jour en 2030.
La première victime du boom de l’huile de schiste pour aujourd’hui aux Etats-Unis est bien sûr le développement des énergies alternatives, qui n’avaient pas besoin de cela. Et bien sûr les grands gagnants sont les pétroliers.
Philippe Aubert
Blogueur-citoyen
(1) Pierre-René Bauquis, “Nouvelles découvertes et gaz de schiste retarderont à peine le pic pétrolier”, Le Monde, 9/5/2012
(2) Voir Yves Cochet “Pétrole Apocalypse”, Fayard, 2005.
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