Combien de pétrole reste-t-il au monde à produire ? Comparer les méthodes d’évaluation et séparer les faits de la fiction

par Jean Laherrère, Charles AS Hall, Roger Bentle

1 . Introduction

Alors que l’attention et les initiatives politiques du monde se sont portées sur le changement climatique, y compris le rôle du pétrole dans sa contribution, un problème potentiellement tout aussi important est resté en arrière-plan – l’épuisement incessant de ses réservoirs de pétrole. Dans cet article, nous posons la question : « Combien de pétrole reste-t-il à produire ? », et par conséquent, nous déterminons si nous sommes susceptibles de faire face bientôt à une pénurie mondiale de pétrole.

Ci-dessous, nous montrons que les estimations officielles des réserves de pétrole restantes telles qu’utilisées par de nombreux analystes sont très trompeuses, en partie en raison de rapports et d’une méthodologie médiocres, et que ces données sur les réserves ne doivent pas être utilisées. Nous montrons également que la logique de base de Hubbert de la production pétrolière, celle d’une augmentation, puis d’un pic (ou de pics) puis d’un déclin, se joue sans relâche (sinon exactement) pour presque tous les pays producteurs de pétrole. Alors que le rejet de la logique de Hubbert par les économistes, qui croient en la technologie pour augmenter la production de pétrole, a apparemment été soutenu par la révolution de la fracturation hydraulique de la dernière décennie et demie, cela a eu peu d’impact sur l’inévitabilité à plus long terme de l’épuisement du pétrole entraîné par les ressources mondiales. limites. Les analyses par d’autres et par nous-mêmes des schémas de la découverte et de la production mondiales de pétrole montrent que le monde

Nous reconnaissons les appels urgents lancés à l’humanité pour qu’elle réduise sa dépendance aux combustibles à base de carbone, et beaucoup pensent que nous les remplaçons rapidement par des sources d’énergie renouvelables . Mais il existe de fortes pressions à l’échelle mondiale pour continuer, voire augmenter, l’utilisation des combustibles fossiles. En effet, il est généralement admis qu’une grande partie de la richesse du monde moderne a été basée sur l’utilisation considérablement accrue de ces combustibles, d’abord le charbon, puis le pétrole et le gaz, dans l’agriculture, la production industrielle, les transports et dans l’économie en général ( Smil, 2017 ; Hall et Klitgaard, 2017 ). Presque tous les politiciens promettent de la croissance et, du moins jusqu’à présent, la croissance économique a nécessité des combustibles fossiles.

Plus précisément, l’augmentation globale de la richesse, en particulier de 1945 à 1975 (appelée par certains les « Trente Glorieuses »), peut être attribuée en grande partie à la croissance de l’utilisation spécifique du pétrole. Comme le montre la Fig. 1 , la consommation de pétrole est sur une tendance haussière depuis 1857, bien qu’interrompue par les chocs pétroliers des années 1970 et d’autres crises financières comme en 2008 ; et par la suite par la pandémie de Covid de 2020. L’impact de Covid diminuant désormais dans de nombreux pays industrialisés, la consommation de pétrole a partiellement repris sa trajectoire ascendante.

Il semble raisonnable que si l’utilisation du pétrole se poursuit au rythme actuel ou à un rythme supérieur, la vieille question de savoir combien de pétrole il reste au monde à produire, et donc si le « pic pétrolier » est proche, reste importante à examiner. James Schlesinger, ancien secrétaire américain à l’énergie, a affirmé lors de la conférence de l’Association pour l’étude du pic pétrolier en Irlande en septembre 2007 que “les arguments intellectuels sur le pic pétrolier avaient été gagnés”, c’est-à-dire que nous pouvions tous accepter la réalité que la production de pétrole avait atteint un pic. Mais en 2008, la révolution du « pétrole de schiste » a commencé et a semblé démentir l’idée du pic pétrolier. Maintenant, il semble que l’huile de schistea effectivement retardé le pic, mais seulement d’une dizaine d’années. Donc, encore une fois, nous devons nous demander si le pic pétrolier est arrivé ou arrivera bientôt. Pour répondre à cette question, nous demandons : « Combien de pétrole reste-t-il dans le sol pour que nous puissions l’extraire ? Pour répondre à cette question, nous devons d’abord définir ce que l’on entend par « pétrole », car différentes classes de pétrole ont des volumes restants sensiblement différents.

2 . Qu’est-ce que le « pétrole » ?

Le pétrole est un combustible hydrocarbure à haute densité énergétique dérivé de dépôts organiques dans des strates géologiques . Cependant, comme l’ indique la figure 2 , il existe de nombreux types d’huile, ainsi que d’« autres liquides » qui peuvent être utilisés à la place de l’huile pour au moins certaines applications.

Dans la Fig. 2 , « Autre pétrole brut » est le pétrole produit à partir de champs pétrolifères par des méthodes d’extraction standard. Le « pétrole brut » comprend le pétrole étanche à la lumière (“schiste”) produit par fracturation hydraulique (“fracturation”) de la roche dans de vastes gisements de pétrole étanche, et le condensat, les fractions gazeuses associées à la production de pétrole ou de gaz qui se condensent en liquides lorsque la pression est relâchée lorsque les liquides sont amenés à la surface. L’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis définit en outre le condensat comme étant soit produit à une source sans autre traitement (« condensat de location »), soit comme dérivé du traitement (« condensat d’usine »), tandis que l’ Agence internationale de l’énergie (AIE) classe le condensat selon qu’il il est vendu avec du pétrole brut ou des liquides de gaz naturel .

Notez qu’en vertu des règles de l’OPEP , la production de condensat est exclue des quotas. En produisant du condensat, les membres de l’OPEP peuvent dépasser leurs quotas, réduisant ainsi la pression pour augmenter les quotas. La production de liquides de gaz naturel (LGN), qui a augmenté rapidement ces dernières années avec l’augmentation de la production mondiale de gaz, comprend les condensats provenant de sources de gaz naturel ainsi que l’éthane, le propane , les butanes et les pentanes provenant de ces sources. Ne sont pas représentés les carburants synthétiques , où, si l’énergie est bon marché, ces carburants peuvent être fabriqués en volume en utilisant des matières premières largement disponibles telles que le dioxyde de carbone et l’eau ( Siemens, 2021 ; Bosch, 2021 ).

Comme le montre la figure 2 , l’AIE définit le pétrole « conventionnel » comme le pétrole brut plus les LGN, bien qu’ailleurs elle exclue les LGN. Le pétrole non conventionnel, en revanche, comprend les sables bitumineux et les pétroles extra-lourds, ainsi que les «autres liquides» du charbon et du gaz aux liquides, le «schiste bitumineux» qui est du pétrole produit thermiquement à partir de kérogène et des produits chimiques ajoutés lors du raffinage. Les biocarburants sont généralement comptabilisés séparément, bien qu’ils soient généralement inclus dans les totaux « tous liquides ». Pour plus d’informations sur les sources de données pétrolières et la fiabilité des données qu’elles contiennent, voir ( Laherrère et al., 2017 ).

Dans cet article, pour simplifier l’analyse, nous séparons les « tous liquides » comme suit : huile conventionnelle ; huile étanche à la lumière (LTO); pétrole extra-lourd (XH), se référant principalement aux sables bitumineux canadiens et au pétrole vénézuélien de l’Orénoque ; et « autres liquides », principalement des LGN, mais avec actuellement des quantités relativement faibles de gaz et de charbon dans les liquides, le gain de raffinerie et les carburants bio et synthétiques, voir le tableau A1.1. Nous choisissons ces classes de pétrole car elles reflètent différentes sources et méthodes de production, et donc différents coûts intrinsèques et limites de taux d’extraction.

En définissant le pétrole conventionnel comme excluant le pétrole LTO et XH, nous correspondons à la définition standard utilisée pendant de nombreuses années, par exemple dans de nombreuses estimations de l’URR du tableau A4.1 , dans l’ouvrage de Campbell et Laherrère « The End of Cheap Oil » ( Campbell et Laherrère, 1998 ), et par l’AIE dans ses World Energy Outlooks . Conformément à l’EIA des États-Unis, nous définissons donc dans cet article le « pétrole brut » comme incluant les huiles conventionnelles, LTO et XH.

Pendant de nombreuses années, le pétrole conventionnel a été abondant et il n’y avait guère de raison de considérer ces autres classes de pétrole. Cependant, le pétrole conventionnel a atteint son plateau de production mondiale limité en ressources en 2005, du moins pour des prix du pétrole allant bien au-dessus de 100 $/bbl ( Bentley et al., 2020 ). Pour répondre à la demande mondiale de pétrole après 2005, le monde a dû compter de plus en plus sur la production de pétroles non conventionnels et d'”autres liquides”, des sources de pétrole souvent plus chères, moins utiles et plus énergivores à obtenir. (Pour une analyse de ce dernier facteur, voir ( Delannoy et al., 2021)). Le prix élevé du pétrole entraîné par les coûts de production marginaux élevés de ces pétroles non conventionnels a contribué à déclencher la crise financière de 2008 et a contribué à la période de croissance économique plus faible qui a suivi.

3 . Données de découverte de pétrole

Pour estimer la quantité de pétrole restant à exploiter, nous devons comprendre comment les données sur la découverte de pétrole sont générées. Selon Sorrell et Speirs ( Sorrell et Speirs, 2010 ), il existe trois principales sources de données sur la quantité de pétrole dans un champ pétrolifère : les données sismiques , les résultats de forage (y compris la diagraphie et les tests de puits) et les données de production au fil du temps. . Un résumé plus détaillé est donné en annexe A .

4 . Données sur les réserves de pétrole

Pour évaluer la quantité de pétrole restante, nous nous tournons d’abord vers les réserves de pétrole. Telles qu’elles sont normalement utilisées, les « réserves » précisent la quantité de pétrole qui a été découverte à une date donnée mais qui n’a pas encore été produite. Celles-ci peuvent être classées comme suit : prouvées (ou éprouvées), en abrégé 1P ; prouvé-plus-probable (2P); et prouvé-plus-probable-plus-possible (3P). Ces catégories sont souvent associées à des probabilités correspondantes, où les réserves 1P sont jugées à environ 90 % susceptibles (c’est-à-dire presque certaines) d’être productibles, 2P à 50 % probables (c’est-à-dire, les plus susceptibles d’être correctes, avec une chance égale que la quantité réelle productible étant supérieure ou inférieure à cette valeur 2P) ; et 3P comme seulement 10% susceptibles d’être productibles. En principe, chaque année, les réserves sont augmentées du pétrole trouvé grâce à l’exploration et au développement et diminuées du pétrole produit.

4.1 . Problèmes avec les estimations des réserves prouvées de pétrole

Cependant, il est important de comprendre que les données sur les réserves de pétrole sont loin d’être simples. Premièrement, pour les champs individuels, pendant de nombreuses années, les compagnies pétrolières ont dû déclarer leurs réserves prouvées de pétrole en vertu des règles financières de la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis, et cela continue souvent d’être le cas. Les règles de la SEC exigent la déclaration de données très conservatrices sur les réserves de pétrole (elles-mêmes le résultat de déclarations exagérées bien antérieures), et au moins une grande compagnie pétrolière a perdu son président pour avoir enfreint ces règles, même si les réserves déclarées par la société ont peut-être été approuvées en vertu de règles ultérieures. .

Deuxièmement, lors du calcul des réserves totales de plusieurs champs, l’addition de plusieurs réserves probables à 90 % (“prouvées”) donne un total plus prudent (plus petit) que le vrai total de 90 %, l’inverse étant vrai pour un 10 % ( ‘3P’) totale ; seul l’ajout de 50% de données génère un total statistiquement correct, voir Matériel supplémentaire. Notez que certaines autorités commettent l’erreur de classer les réserves probables comme la quantité de pétrole la plus susceptible d’être productible, alors que cela ne s’applique qu’aux réserves prouvées plus probables (2P).

Troisièmement, les données 1P pour une année donnée incluent généralement des révisions annuelles et des extensions des anciens champs. Souvent, ce pétrole se trouve dans des champs découverts depuis longtemps avec des développements planifiés depuis longtemps mais qui ont récemment reçu une approbation suffisante pour être jugés comme proches du marché, et donc être reclassés de 2P à 1P. Ce processus contribue à la « croissance des réserves », en particulier s’il y a eu une augmentation du prix du pétrole, car les réserves 1P sont basées sur le prix actuel du pétrole tandis que les réserves 2P reflètent le prix futur estimé. Ces dernières années, la croissance des réserves (c’est-à-dire les révisions et les extensions des champs existants, par opposition à la recherche de nouveaux champs) a généralement été la plus grande catégorie de pétrole ajoutée aux réserves prouvées de pétrole conventionnel, et est souvent signalée à tort par les agences comme étant toute nouvelle. pétrole. En réalité, une grande partie de ce pétrole a été découverte, ainsi que son volume probable évalué avec précision, il y a longtemps ( Campbell et Gilbert, 2017).

4.2 . Problèmes supplémentaires avec les réserves de pétrole prouvées du domaine public par pays

Passons maintenant aux problèmes spécifiquement liés aux données du domaine public sur les réserves prouvées de pétrole par pays (et donc aussi agrégées pour le monde dans son ensemble). Ces données sont fournies par des sources telles que l’US EIA, l’OPEP , BP Statistical Review of World Energy , Oil and Gas Journal et World Oil, et sont copiées sur des sites tels que Our World in Data et Worldometer . Celles-ci deviennent alors les réserves de pétrole habituellement citées dans les rapports d’analystes des banques, des sociétés d’investissement et des organisations telles que Reuters, The Economist , Oil Pricesite Web, et dans les médias plus généralement. Malgré cette large distribution, ces données sont extraordinairement trompeuses et ne doivent pas être utilisées comme expliqué ci-dessous.

La figure 3 montre l’évolution des réserves mondiales prouvées de pétrole du domaine public à partir d’un certain nombre de sources, générées à partir des données correspondantes pays par pays. Comme indiqué, à la fin de 2020, les réserves mondiales prouvées de pétrole rapportées variaient de 1549 gigabarils (Gb) pour les données de l’OPEP (qui excluent le pétrole des sables bitumineux de l’Athabasca) à 1732 Gb pour BP Stats. données (qui incluent les LGNainsi que les pétroles extra-lourds, principalement les sables bitumineux de l’Athabasca et le pétrole de l’Orénoque). Ainsi, la réponse standard à la question posée dans cet article, « quelle quantité de pétrole reste-t-il à produire ? est “beaucoup”. En effet, ces réserves, d’environ 1 550 à 1 730 Gb selon les classes de pétrole incluses, représentent une consommation de pétrole apparemment confortable de plus de 50 ans, d’environ 30 Gb/an. De plus, comme indiqué, ces réserves ont apparemment augmenté régulièrement pendant des décennies, donnant un sentiment encore plus grand de sécurité pétrolière.

Mais maintenant, nous devons nous poser trois questions rarement posées : « Comment ces estimations de réserves prouvées de pétrole par pays sont-elles obtenues ? » ; ‘Quelle est leur fiabilité ?’; et donc : « Est-il possible que les analystes, les dirigeants politiques et le public acceptent un discours sur l’approvisionnement en pétrole qui n’a que peu de rapport avec la réalité ?

Le premier problème majeur avec les données du domaine public sur les réserves pétrolières prouvées est la manière dont elles sont obtenues. Chaque année à l’automne, l’ Oil and Gas Journal (OGJ) interroge les agences pétrolières nationales, leur demandant quelles seront les réserves prouvées de pétrole de leur pays au premier janvier de l’année suivante.

Ce moment est étrange, car ces agences attendent toujours que les producteurs de pétrole déclarent leurs découvertes et leur production de pétrole pour l’année complète. Pour cette raison et d’autres, seules quelques agences nationales répondent à l’enquête. Pour les pays qui ne répondent pas, OGJ utilise généralement les mêmes réserves que l’année précédente. En conséquence, année après année, les réserves officielles prouvées de nombreux pays producteurs de pétrole restent inchangées – comme si la découverte annuelle était exactement égale à la production annuelle, ce qui n’est presque jamais le cas. Par exemple, le 6 décembre 2021, OGJ a signalé que 74 pays (69 % des 107 pays qui produisent des quantités importantes de pétrole) n’ont signalé aucun changement dans leurs réserves par rapport à l’année précédente. Cela représente 35 % des réserves mondiales prouvées restantes et 62 % de la production annuelle 2020.Benley, 2018 ).

Les données sur les réserves de pétrole prouvées par pays fournies par l’US EIA sont simplement des copies de ces données OGJ, et nous comprenons que World Oil , BP et l’OPEP utilisent des procédures quelque peu similaires bien qu’il soit difficile de les trouver décrites explicitement.

Passons maintenant au deuxième problème des données sur les réserves de pétrole prouvées du domaine public, celui de la surestimation significative des réserves de pétrole de certains pays de l’OPEP au Moyen-Orient. Puisqu’il n’y a pas de vérification de ces données par une agence indépendante, et parce que la production de pétrole admissible de l’OPEP est en partie fonction des réserves, les réserves de certains de ces pays sont des estimations «politiques» plutôt que géologiques. La figure A2.1 de l’ annexe B illustre les augmentations progressives des « guerres des quotas » des années 1980 dans les réserves prouvées déclarées de l’Iran, de l’Irak, de l’Arabie saoudite et du Koweït. Ces augmentations et d’autres similaires dans d’autres pays de l’OPEP ont conduit à la situation extraordinaire d’aujourd’hui où le total des réserves prouvées de pétrole de l’OPEP est rapporté par BP Stats. Examenà 1216 Go, c’est environ huit fois l’évaluation de Rystad Energy de la valeur correcte, qui n’est que de 149 Go. De plus, les 1 216 Go de réserves prouvées déclarées sont supérieures d’environ 60 % à l’estimation de Rystad des réserves “2PCX” de l’OPEP, où ces dernières sont des réserves 2P plus “des ressources contingentes en découvertes, plus des ressources potentielles risquées dans des champs encore non découverts” ( Rystad Energy, 2021 ). De telles surestimations des réserves de l’OPEP sont reconnues depuis longtemps dans l’industrie pétrolière et ont été soulignées par exemple par Sadad al Husseini, ancien vice-président E&P Saudi Aramco lors de la conférence de Londres 2007 “Oil and Money”, où il a identifié quelque 300 Go de pétrole du Moyen-Orient. réserves en tant que ressources « spéculatives ».

Le dernier problème majeur avec les estimations des réserves de pétrole prouvées du domaine public a été l’inclusion de pétrole non conventionnel dans des quantités dépassant de loin toute définition acceptée de « prouvée ». Le pétrole lourd vénézuélien de l’Orénoque a été découvert de 1936 à 1939 et produit pour la première fois en 1979. Une partie de cette classe de pétrole a été ajoutée aux réserves prouvées de pétrole du Venezuela au milieu des années 1980, et 200 Gb supplémentaires en 2008-2010. Une autre inclusion a été celle de 130 Gb de pétrole des sables bitumineux canadiens de l’Athabascan en 1999, pétrole découvert en 1719 et produit pour la première fois en 1967. Les ressources potentielles récupérables de pétrole des sables bitumineux de l’Orénoque et du Canada sont en effet importantes, mais pour les compter comme « prouvées ». ‘ réserves n’est pas correct. Rystad Énergie ( Rystad Énergie, 2021), par exemple, juge les réserves prouvées de pétrole du Canada à seulement 32 Go si elles sont déclarées selon les règles de la Society of Petroleum Engineers, comparativement à 168 Go dans les statistiques de BP. Revue ; et les réserves prouvées de pétrole du Venezuela sont de 3 Gb, soit seulement 1 % des 304 Gb rapportés dans BP Stats. Révisez ! La réalité est que la plupart des huiles non conventionnelles sont encore loin du marché, étant difficiles et énergivores à produire ( Poisson et Hall, 2013 ), et où seulement quelque 20 Gb au total ont été produits à ce jour malgré des efforts massifs.

4.3 . ‘Scout’ (industrie pétrolière) réserves de pétrole prouvées plus probables (‘2P’)

Nous passons maintenant des données défectueuses des réserves de pétrole prouvées du domaine public aux réserves prouvées plus probables (2P) plus précises telles qu’estimées par l’industrie pétrolière et mises à disposition sur une base commerciale par un nombre relativement restreint de consultants pétroliers. Ces dernières sont parfois appelées sociétés « scoutes » car elles recherchent les données qu’elles vendent. Ils comprennent IHS Energy (une continuation des premiers Petroconsultants), Wood Mackenzie, Rystad Energy et Globalshift Ltd.

Dans ces bases de données de conseil, les réserves 2P sont dérivées de l’évaluation des quantités de pétrole découvertes dans des champs individuels (ou susceptibles d’être produites dans le cadre de projets dans le cas de pétroles non conventionnels), puis de la soustraction de la production cumulée correspondante à ce jour. L’objectif de ces bases de données commerciales est de rapporter soit les réserves 2P telles que fournies par les producteurs pétroliers des champs et projets concernés, soit des estimations internes au plus près de ces valeurs. Bien qu’il existe des différences entre ces bases de données, leurs données sont généralement considérées comme l'”étalon-or” pour des informations précises sur les champs et projets pétroliers, seulement dépassées en précision par les données commercialement restreintes détenues par les opérateurs de ces champs et projets. Comme indication de la valeur de ces données scout, nous notons que les bases de données de conseil pétrolier sur les données mondiales d’exploration et de production (E&P) par champ et par projet ont un droit de licence annuel généralement de l’ordre de 100 000 $. Les personnes au courant du secteur pétrolier ne sont pas susceptibles de payer le prix fort pour des données inexactes provenant des sociétés de reconnaissance.

Dans ces bases de données, les réserves totales de pétrole pour les pays et pour le monde sont générées par l’agrégation des réserves de champs et de projets individuels. Fait important, et contrairement aux données 1P, les estimations 2P sont généralement antidatées. Cela signifie que les révisions des réserves pétrolières estimées d’un champ donné (ou d’un projet dans le cas du pétrole non conventionnel) sont enregistrées par rapport à l’année où le champ a été initialement découvert ou le projet initialement approuvé. En revanche, les réserves 1P sont enregistrées sur une « base courante », c’est-à-dire que les révisions de la taille du champ sont signalées à la date à laquelle la révision est annoncée. Mais rappelez-vous qu’une grande partie de la « croissance des réserves » apparente des réserves 1P résulte simplement du reclassement des réserves 2P au fil du temps à mesure que les champs 1P se développent. Bien que les deux approches, antidatée et actuelle, aient un certain mérite,L’antidatation est la clé » ( Laherrère, 2017 ).

Bien que les données de conseil sur le pétrole soient généralement coûteuses à l’achat (bien qu’elles soient parfois disponibles à un prix académique considérable) et qu’elles soient largement utilisées par l’industrie pétrolière, elles ne sont pas sans problèmes potentiels. Le plus important d’entre eux est la surestimation probable des réserves de pétrole 2P pour les gisements plus anciens de certains pays de l’OPEP au Moyen-Orient, et où cela est lié en partie aux «guerres des quotas» de l’OPEP discutées ci-dessus en relation avec les réserves 1P. Nous suggérons qu’au moins certaines données de consultants pétroliers sur les réserves pétrolières 2P Moyen-Orient de l’OPEP devraient être réduites au total d’environ 300 Gb pour tenir compte de la surestimation probable de ces réserves. Un deuxième problème réside dans la déclaration des réserves ABC1 pour l’ex -Union soviétique(FSU) et où nous suggérons ici que ces réserves devraient être réduites d’environ 100 Gb pour les aligner sur la définition standard des réserves 2P. L’annexe C explique ces ajustements potentiels plus en détail.

4.4 . Données de découverte de pétrole 2P de l’industrie pétrolière par rapport à la production de pétrole

La figure 4 montre les données 2P du cabinet de conseil pétrolier (scout) pour les quantités mondiales de pétrole qui ont été découvertes chaque année, ainsi que la production mondiale de pétrole correspondante. L’intrigue combine les données de trois sociétés de conseil en pétrole pour la découverte de pétrole brut, moins de pétrole “extra-lourd” (sables bitumineux canadiens et Orénoque), avec des révisions et des extensions antidatées à l’année de la découverte. Les données incluent donc le pétrole étanche à la lumière (« schiste ») et le condensat de location, mais excluent les autres condensats et les LGN. Conformément à la discussion ci-dessus, ces données ont été réduites de 300 Go pour la surestimation probable des découvertes de l’OPEP au Moyen-Orient, et de 100 Go pour les découvertes FSU ‘ABC1’. Les données sur la production annuelle mondiale de pétrole présentées ici excluent également les pétroles extra-lourds.

Comme le montre la figure 4 , initialement, le taux mondial de découverte de pétrole a augmenté au fil du temps, y compris des découvertes géantes telles que Ghawar en 1948 ; puis s’est développé avec l’application accrue de l’analyse sismique numériqueet l’ouverture des zones offshore, jusqu’à atteindre un taux annuel maximum de découverte vers 1965, il y a plus de 50 ans. Par la suite, les découvertes de pétrole se sont tassées, quoique soutenues par le pétrole non conventionnel ces dernières années, mais là où les découvertes importantes de pétrole conventionnel, comme récemment au large de la Guyane et de l’Afrique du Sud, sont désormais peu nombreuses. Fondamentalement, comme le montre la figure, de 1900 à 1985 environ, le taux de découverte de pétrole était supérieur à celui de l’utilisation de pétrole, et donc les réserves mondiales de 2P ont augmenté. Après cette date, l’utilisation du pétrole a dépassé les découvertes, puisant dans les réserves mondiales de pétrole 2P, comme indiqué dans la Fig. 5 .

4.5 . Comparaison des réserves mondiales de pétrole : données 1P du domaine public et données scoutes ajustées 2P

Avec les informations ci-dessus en main, nous sommes maintenant en mesure de comparer les réserves pétrolières 1P actuelles du domaine public avec les réserves 2P antidatées de l’industrie pétrolière. Ceci est fait dans la Fig. 5 , mais notez qu’il existe des différences significatives dans ce qui est inclus dans les données présentées, comme expliqué ci-dessous.

Dans la Fig. 5 , les sources “politiques/financières” font référence aux estimations des réserves de pétrole sur la base actuelle 1P, où celles-ci peuvent être considérées comme “financières” dans le sens d’être conformes aux règles fortement conservatrices de la SEC (ou similaires) exigeant des réserves de pétrole prouvées. être proche du marché (sauf pour les réserves LTO) ; ou comme « politiques », lorsque celles-ci reflètent la surdéclaration probable des réserves en raison des révisions de la « guerre des quotas » par certains pays de l’OPEP mentionnés précédemment. En revanche, les sources «techniques» font référence aux réserves de pétrole antidatées de la société de conseil pétrolier («scout») 2P, qui, comme indiqué ci-dessus, sont généralement considérées comme identiques ou proches des estimations 2P des producteurs de pétrole. Dans la figure 5la courbe supérieure (« EIA/OGJ ») pour les réserves 1P comprend les LGN et le pétrole extra-lourd, mais aucune de ces catégories ne figure dans les données 2P présentées.

Cependant, malgré ces différences en termes d’inclusion ou d’exclusion des réserves de LGN et d’huiles extra-lourdes, et de notre ajustement à la baisse des données 2P de 400 Gb au total, l’enseignement principal de la Fig. 5est dramatique : alors que les réserves mondiales prouvées (1P) de pétrole ont été apparemment sur une trajectoire toujours croissante selon les principaux fournisseurs de ces informations (y compris les agences nationales d’évaluation) et s’élèvent maintenant à environ 1700 Go, notre ajustement les données de l’industrie pétrolière sur les réserves mondiales de pétrole prouvées plus probables (2P) ont atteint un sommet vers 1985 et sont en déclin constant depuis. Ainsi, nous suggérons que les réserves mondiales de pétrole ” accessible de manière réaliste ” (essentiellement du pétrole conventionnel, y compris du pétrole ” étanche à la lumière “) ne sont probablement que d’environ 750 Gb environ, une fois que les pétroles extra-lourds et les ajustements pour les surestimations probables du Moyen-Orient et les réserves FSU ont été soustraites. De plus, cette mesure des réserves de pétrole suit une tendance à la baisse depuis plus de 35 ans et ne durerait qu’environ 25 ans aux taux de production actuels.

Cependant, il est presque toujours trompeur de citer des ratios « réserves/production » (R/P) lorsque l’on considère la sécurité pétrolière future. Ceci pour trois raisons : premièrement, la plupart des analystes qui citent les ratios R/P utilisent uniquement les réserves pétrolières prouvées (1P) du domaine public, données dont nous avons montré ci-dessus qu’elles ne sont absolument pas fiables. Deuxièmement, même si les réserves de pétrole 2P sont utilisées, un pays ou le monde dans son ensemble peut avoir un rapport R/P d’apparence saine d’apparemment de nombreuses années de production de pétrole restantes, mais être proche de, ou déjà bien au-delà, de sa ressource- pic limité de la production de pétrole. Et troisièmement, les réserves peuvent augmenter avec le temps. Pour comprendre correctement la portée de la production future de pétrole, nous devons nous tourner vers les sujets clés des estimations de l’URR et du «pic médian». Ceci est fait ensuite.

5 . Ressources pétrolières mondiales finalement récupérables (URR)

La discussion ci-dessus sur les réserves est instructive, mais, comme mentionné, elle ne traite pas du fait qu’avec le temps, les réserves peuvent augmenter à mesure que de nouveaux gisements de pétrole sont découverts, que de nouveaux projets de pétrole non conventionnel sont approuvés, que la technologie d’extraction du pétrole s’améliore, que le prix du le pétrole monte permettant l’accès à des gisements auparavant non rentables, ou lorsque de nouvelles classes de pétrole sont incluses dans les réserves.

Ainsi, on veut savoir non pas « combien de pétrole découvert ou approuvé par le projet reste aujourd’hui » (c’est-à-dire les réserves) mais le plus pertinent « combien de pétrole au total est susceptible d’être produit à l’avenir ». Le moyen d’obtenir ceci est d’abord d’estimer la ressource ultimement récupérable (URR, parfois appelée «réserves ultimement récupérables») de chaque classe de pétrole, à partir de laquelle les quantités restantes à une certaine date pour chaque classe sont trouvées en soustrayant la production cumulée correspondante à cette date.

Il existe de nombreuses façons d’estimer les URR (voir par exemple ( Campbell et Laherrère, 1998 ; Hubbert, 1982 ; Sorrell et al., 2009 ; Bentley, 2016 )), et de nombreuses estimations ont été faites au fil des ans des URR mondiaux pour différents classes d’huile; voir, par exemple, le tableau A4.1 donné à l’ annexe D , ou les sources énumérées au point 5 sur la page « Oil Data & Analysis » de www.theoilage.org . Dans cet article, nous utilisons une technique appelée « linéarisation de Hubbert », comme nous le verrons plus loin.

5.1 . Estimation de l’URR mondial du pétrole à l’aide de la linéarisation de Hubbert

La linéarisation de Hubbert (HL) est un moyen d’extrapoler les données sur la production passée d’une région pétrolière pour générer une estimation de l’URR de la région ( Hubbert, 1982 ), voir les détails à l’ annexe E . La figure 6 donne les résultats de l’utilisation de cette technique pour générer des estimations de l’URR global pour quatre définitions de plus en plus restrictives du « pétrole ». À l’extrémité supérieure, nous estimons l’URR mondial de la définition de « tous liquides » de l’EIA américaine, car elle est la plus inclusive, couvrant le pétrole conventionnel, le pétrole léger (« schiste »), le pétrole extra lourd (y compris les sables bitumineux et l’Orinoco huile), autres huiles non conventionnelles, LGN, autres liquides (y compris les biocarburants) et gain de raffinerie. À l’extrémité inférieure, nous estimons l’URR global pour la définition du pétrole conventionnel de ce document, consistant en pétrole brut moins pétrole extra-lourd moins pétrole étanche à la lumière. Les deux autres URR estimés correspondent à la définition du pétrole brut de l’EIA et au pétrole brut moins le pétrole extra-lourd.

Nous acceptons que ces diagrammes HL commencent loin d’être linéaires, et donc à partir d’ une extrapolation sur les périodes de temps sélectionnées les plus récentes, nous estimons des chiffres arrondis pour indiquer cette incertitude. Néanmoins, cette technique a le mérite d’utiliser des données bien acceptées et disponibles, et les points de données récents qui sont utilisés semblent assez linéaires (sauf pour la dernière année impactée par Covid). Comme on peut le voir, ces graphiques suggèrent des URR allant d’environ 5 000 Gb pour les « tous liquides » mondiaux à environ la moitié de cette valeur, à 2 500 Gb, pour le pétrole conventionnel mondial. Ces résultats sont résumés dans le tableau 1 .

Tableau 1 . Résumé de la production mondiale cumulée de pétrole et valeurs ultimes estimées par HL.

(Données en Go)	Sperme. produit à fin 2020	Estd. HL ultime	Déjà découvert	Reste à trouver	Estd. encore à produire
Tout liquide	1615	5000	–	–	~3400
Huile brute	1440	3500	–	–	~2100
Brut moins XH	1420	3000	–	–	~1600
Pétrole conventionnel (c.-à-d. pétrole brut moins XH moins LTO)	1400	2500	2150	350	~1100
Ainsi:
LGN + autres liquides	175	^⁎	–	–
XH	20	^⁎	500	–	~480
OLT	20	55 ^⁎⁎	?	–	~35 ^⁎⁎

Remarque : Toutes les données sont approximatives.

Estd. HL ultime : D’après la Fig. 6 de cet article (arrondi).

XH : pétroles extra-lourds, dans ce cas les sables bitumineux canadiens et le pétrole vénézuélien de l’Orénoque.

LTO : Pétrole étanche à la lumière (« schiste »), principalement jusqu’à présent principalement des États-Unis et du Canada, mais susceptible d’être de plus en plus produit à partir d’autres régions également.

– Des données actuellement difficiles à estimer.? Données qui ne nous sont pas connues.

⁎: En raison de l’arrondissement important dans l’estimation des ultimes, ces données ne peuvent pas être générées avec une précision utile par soustraction entre les ultimes correspondants.
⁎⁎: Données pour les États-Unis uniquement. Les estimations de LTO pour les autres régions ne sont pas importantes à ce stade, en partie en raison de problèmes actuels, et probablement futurs, liés à l’obtention de permis d’exploration et d’extraction.

L’une des principales conclusions du tableau 1 est qu’il reste encore de grands volumes de « tous liquides » à exploiter, d’où des préoccupations concernant les émissions anthropiques de CO ₂ . Mais une deuxième découverte est que si l’accent est mis sur le pétrole conventionnel, dont notre civilisation est devenue si dépendante, alors nous en avons déjà utilisé bien plus de la moitié (1400 Go), principalement au cours des dernières décennies. Combiné avec le constat habituel d’une région aux ressources limitéespic de production au milieu ou vers le milieu de son cycle d’extraction total, il n’est donc pas surprenant que la production mondiale de pétrole conventionnel ait atteint son maximum (pour des prix du pétrole allant jusqu’à plus de 100 $/bbl) en 2005, et qu’elle se soit stabilisée depuis. La technologie d’exploitation du pétrole étanche à la lumière via la fracturation nous a fait gagner une ou deux décennies, mais les données suggèrent que nous semblons être proches de la fin de cette aubaine relativement modeste ; tandis que les taux d’exploitation de certains des pétroles non conventionnels (tels que le pétrole des sables bitumineux et le pétrole produit par traitement thermique du kérogène) sont limités par de faibles ratios de rendement énergétique, des besoins en capital élevés et une faible rentabilité , et sont donc considérés comme ‘flux limité’ plutôt que ‘ressources limitées’, et jugé peu susceptible de faire une grande différence sur la durée de notre évaluation.

Avec ce qui précède à l’esprit, il est utile d’examiner les prévisions de la production future de pétrole sur la base des ultimes pétroliers estimés HL du tableau 1 , et cela est fait ensuite.

6 . Production future de pétrole

6.1 . Prévoir la production de pétrole

Pour une région ou un pays, s’il contient un nombre important de champs pétrolifères, le modèle de production de pétrole conventionnel au fil du temps suit généralement une courbe à peu près dérivée de la logistique (“en cloche”), avec une augmentation initiale plus ou moins exponentielle, un pic (ou souvent à la place, deux pics ou plus) lorsqu’environ la moitié du pétrole total récupérable dans la région a été produite, puis une longue queue de production, c’est-à-dire suivant généralement une courbe de « Hubbert ». Voir ( Bentley, 2016 ; Hubbert, 1956 ; Hubbert, 1969 ). Le contexte de cette courbe et son facteur physique sous-jacent sont expliqués à l’ annexe E . La plupart des pays producteurs de pétrole ont suivi une courbe de Hubbert avec une baisse de la production après le pic ( Brandt, 2007; Hallock Jr. et al., 2014 ). Les États- Unis et plusieurs autres grands producteurs peuvent ne pas suivre ce modèle pour diverses raisons, bien que les États-Unis le fassent davantage si nous modélisons le pétrole conventionnel et étanche à la lumière comme des courbes indépendantes. Les changements de prix n’ont que légèrement modifié ces schémas, sauf pour encourager l’exploitation de pétrole de moindre qualité.

6.2 . Prévision de la production mondiale de pétrole basée sur les estimations HL URR ci-dessus et sur le « pic médian »

Dans cet article, nous combinons nos estimations HL de l’URR ci-dessus avec des courbes de production approximatives de “Hubbert” pour générer des prévisions de la production mondiale jusqu’en 2100 pour les quatre agrégations de classes de pétrole considérées. Les résultats sont présentés sur la figure 7 .

Comme indiqué, la production mondiale de pétrole conventionnel (ligne violette) est sur un plateau depuis 2005, et il est prévu qu’elle ne se remette pas de manière significative de la chute de Covid-19 avant de décliner de façon permanente. En revanche, la production de pétrole conventionnel, y compris le LTO (ligne bleue), a augmenté, mais même si nous exploitons pleinement ce pétrole, il est prévu qu’il atteigne un pic à peu près maintenant. Si nous supposons en outre que nous pouvons exploiter rapidement et pleinement les quelque 500 Go supplémentaires de pétrole lourd du Canada et du Venezuela (ligne verte), cela retarde le pic mondial à environ 2030. Enfin, la ligne rouge suggère qu’un accès illimité à ‘ « tout liquide », y compris les liquides de gaz naturel , retarde potentiellement le pic de production à 2040 ou un peu après.

En résumé, ces prévisions d’agrégations pétrolières, du pétrole conventionnel au « tous liquides », affichent des maxima de production allant de 73 à 110 Mb/j, et des dates de pic allant de 2019 à 2040. Notons que la grande différence entre le pétrole brut et les pics « tous liquides » sont principalement dus à la production de LGN, et en supposant que le gaz à partir duquel ils sont produits a son pic de production mondial vers 2040.

Dans l’ensemble, la principale conclusion de la figure 7 est de savoir à quel moment les pics attendus de la production mondiale sont attendus pour les quatre agrégats de pétrole. Cela reflète à son tour la nature d’une courbe de Hubbert, où un URR significativement plus élevé conduit à un pic de production plus élevé mais peu reporté.

6.3 . Comparaison avec d’autres prévisions

Enfin, dans la Fig. 8 , nous comparons nos prévisions avec celles de l’US EIA et de l ‘ IEA . Plusieurs enseignements ressortent de cette comparaison. Le premier est la différence significative entre les prévisions de l’US EIA 2021 et celles de l’AIE de la même année pour le scénario ‘Stated Policies’ de cette dernière. Les prévisions « toujours à la hausse » de l’EIA américaine ont souvent été considérées comme optimistes, supposant dans une large mesure ce que l’EIA américaine appelle « l’apprentissage par la pratique » (voir, par exemple, ( Wang et al., 2019 )). En revanche, les prévisions correspondantes de l’AIE tiennent compte des politiques mondiales visant à réduire les émissions de carbone , et considèrent donc que la production mondiale “tout pétrole” culminera vers 2040 environ, en raison, selon nous, principalement d’une baisse de la demande.

Comme le montre la figure 8 , pour le pétrole conventionnel, les prévisions de l’AIE prévoient que la production continue de baisser en raison des ressources limitées , mais que la production de pétroles extra-lourds, de LTO et de LGN augmente, du moins jusqu’à l’horizon de prévision de 2050. Ainsi, par rapport à nos prévisions basées sur l’URR dérivées de HL, les prévisions de l’EIA des États-Unis semblent impossibles à obtenir en termes de disponibilité des ressources, alors que nos prévisions sont à peu près en accord avec celles de l’AIE, mais où les leurs – au moins en partie – reflètent la demande. limite, et les nôtres reflètent les contraintes de ressources mondiales sous-jacentes pour les classes de pétrole considérées.

Dans l’ensemble, la principale leçon de cette figure, et en fait des «réserves 2P ajustées à la baisse» de la figure 5 (si le «pic à peu près à mi-parcours» est pris en compte), est que la production mondiale de pétrole conventionnel, qui a est sur un plateau de ressources limitées depuis 2005, devrait bientôt décliner, ce qui entraînera probablement, à notre avis, des tensions importantes dans la chaîne d’approvisionnement mondiale en pétrole et, plus largement, dans les économies mondiales.

7 . Discussion

Dans cette section, nous examinons brièvement quatre aspects des conclusions ci-dessus : les perspectives pétrolières à court terme pour certains pays ; comment nos estimations mondiales de l’URR du pétrole se comparent à celles des autres ; comment nos découvertes sont liées au changement climatique ; et la durabilité , et donc certaines des autres contraintes – en plus de l’approvisionnement en pétrole – qui auront un impact sur la transition énergétique mondiale.

7.1 . Perspectives pétrolières à court terme pour certains pays

Premièrement, nos résultats suggèrent qu’à moins que le monde ne se sevre rapidement du pétrole pour des raisons de changement climatique, il est probable qu’il y aura des conséquences économiques et politiques importantes en raison des limites des ressources pétrolières, car d’abord le pétrole conventionnel, puis le tout-pétrole, deviendront l’approvisionnement. contraint. Les pays en développement seront probablement les plus durement touchés, car sans réserves financières importantes, l’accès au pétrole sera difficile, comme c’est actuellement le cas pour le Sri Lanka. Les grandes économies importatrices de pétrole, telles que l’Inde et la Chine, pourraient également voir leurs économies se contracter ; tandis que les grands exportateurs de pétrole seront confrontés à des conditions de marché très modifiées. Ce dernier est dû au fait que les prix du pétrole ne peuvent pas augmenter beaucoup plus longtemps, car cela détruit la demande, comme cela était clair au début des années 1980. Pour terminer, l’objectif à court terme d’un certain nombre de pays de réduire leurs importations de pétrole (et de gaz) russe en raison de la récente guerre en Ukraine est susceptible d’exacerber davantage les équilibres entre l’offre et la demande de pétrole. De tels résultats suggèrent des temps difficiles à venir.

7.2 . Comparaison des estimations URR générées dans cet article par HL avec d’autres estimations URR

Ensuite, nous comparons nos estimations mondiales de l’URR du pétrole avec celles des autres. Le tableau A4.1 de l’ annexe D , développé à partir de ( Bentley et al., 2020 ; Bentley, 2015 ), résume un large éventail d’estimations mondiales de l’URR du pétrole réalisées entre 1949 et 2021. Comme le montre le tableau, et contrairement à la perception générale, Les estimations de l’URR pour le pétrole conventionnel mondial ont été remarquablement cohérentes au cours des soixante-dix années environ depuis qu’elles ont été estimées pour la première fois. Si une plus grande confiance est accordée aux URR basés sur l’ extrapolationde la tendance mondiale des découvertes de pétrole, plutôt que sur les estimations plus élevées de l’URR de l’USGS qui incluent une marge significative pour la future « croissance des réserves », alors les estimations de l’URR pour le pétrole conventionnel mondial ont relativement peu augmenté, passant d’une fourchette d’environ 1 800 à 2 500 Gb il y a plusieurs décennies à environ 2200-2800 Go aujourd’hui. L’estimation URR basée sur HL de ce document pour le pétrole conventionnel, à 2500 Gb, se situe au milieu de cette dernière plage.

7.3 . Production pétrolière future et changement climatique

Une question importante est de savoir s’il reste suffisamment de pétrole pour générer une partie significative de l’augmentation de la température – supposée être due à l’augmentation du CO ₂ dans l’atmosphère – que le monde essaie d’éviter par le biais d’accords internationaux. Depuis une vingtaine d’années, il existe un décalage important entre les scénarios « haut CO ₂ » envisagés dans les modèles de changement climatique résultant de la production future de pétrole, et les émissions jugées réalistes dans les prévisions pétrolières basées sur la géologie. Les raisons à cela sont doubles :

Premièrement, les émissions « élevées en CO ₂ » du GIEC dues au pétrole sont basées sur des estimations de ressources provenant à l’origine de l’IIASA ( Rogner, 1997 ; Rogner et al., 2012 ). L’analyste énergétique Hans-Holger Rogner s’était inquiété, à juste titre, du fait que certains calculs antérieurs des émissions de CO ₂ n’avaient utilisé que les réserves mondiales de pétrole, de gaz et de charbon, même si ces estimations – comme nous l’avons souligné plus haut – sont généralement nettement inférieures au niveau récupérable Ressourcesde ces carburants. Ainsi, l’estimation de l’IIASA pour les ressources pétrolières comprenait non seulement les réserves de pétrole, mais le total des ressources récupérables actuelles de pétroles conventionnels et non conventionnels, ainsi que les futures sources probables de pétrole non conventionnel telles que le kérogène. Bien que ces ressources potentielles existent, les prévisions géologiques de production de pétrole tendent à écarter la production des plus spéculatives d’entre elles (au moins à moyen terme) en raison de leur difficulté d’accès, et donc de coûts de production intrinsèques élevés, comme en témoigne leur faible consommation d’énergie. rendements énergétiques investis (EROI) ( Hall et al., 2014 ).

Mais la deuxième raison de la déconnexion entre les deux types de prévisions est plus fondamentale. Les scénarios « à forte teneur en CO ₂ » du GIEC ne tiennent pas compte de la physique à l’origine du pic de production « médian » qui est probablement caractéristique de toutes les ressources en combustibles fossiles, mais supposent à tort des courbes de production « sans cesse croissantes » qui augmentent en théorie jusqu’au les ressources potentielles récupérables totales sont épuisées, puis chutent fortement.

La première publication sur les émissions mondiales de CO ₂ provenant du pétrole qui a attiré l’attention sur cette vision plus réaliste « fondée sur la géologie » est peut-être celle de Laherrère ( Laherrère, 2001 ). D’autres publications de ce type incluent ( Leggett, 2005 ; Kharecha et Hansen, 2008 ; Höök et al., 2010 ; Ward et al., 2012 ; Höök et Tang, 2013 ; Wang et al., 2017a ; Wang et al., 2017b ). La plupart de ces articles, dont récemment Laherrère ( Laherrère, 2019 ), examinent en plus du pétrole l’écart entre le CO ₂émissions dans les scénarios du GIEC et les modèles basés sur la géologie pour tous les combustibles fossiles. Mais souligner que les scénarios d’émissions « à forte teneur en CO ₂ » du GIEC sont irréalistes pour le pétrole, et aussi pour tous les combustibles fossiles, n’est qu’une partie du tableau. En effet, la modélisation actuelle estime que la limite des futures émissions de CO ₂ pour atteindre l’objectif de Glasgow COP26 de 1,5 °C est relativement faible. Par exemple, Welsby et al. (2021) , s’appuyant sur des travaux antérieurs de McGlade et Ekins ( McGlade et Ekins, 2014 ; McGlade et Ekins, 2015 ), indiquent que la libération de carbone autorisée pour la période 2018-2100 doit atteindre une probabilité de 50 % d’atteindre 1,5 °C au-dessus pré-industriel n’est que de 580 GtCO ₂(et voir des estimations quelque peu similaires dans Matthews et al. ( Matthews et Tokarska, 2021 )).

La conversion de notre estimation du pétrole conventionnel restant de 1100 Gb ( Tableau 1 ) en carbone donne ~470 GtCO ₂ , ou, de manière correspondante, ~1900 GtCO ₂ pour notre estimation des « tous liquides » restants. Ainsi, la combustion du seul pétrole, même dans sa définition la plus restreinte du pétrole conventionnel, est suffisante pour approcher la limite de libération totale de carbone admissible pour 1,5 °C ; tandis que la combustion de toutes les classes de pétrole, sans parler des autres combustibles fossiles, dépassera largement cette limite ; voir Fig. A6.1 à l’ annexe F .

Ainsi, s’il est important de souligner que les scénarios « à forte teneur en CO ₂ » du GIEC, qui ont éclairé une partie non négligeable du débat sur le changement climatique et de la politique qui en a résulté, sont irréalistes, il faut également reconnaître que même Hubbert « mid La modélisation de pointe en un point des ressources pratiques restantes probables de combustibles fossiles produit des émissions de CO ₂ qui dépassent de manière significative ce qui est maintenant considéré comme une limite raisonnable à l’augmentation de la température mondiale. Il est clair que si les objectifs climatiques doivent être atteints, la majeure partie du pétrole restant, en particulier les pétroles non conventionnels, doit être conservée dans le sol. Notre hypothèse est qu’il y aura probablement des pressions extrêmement fortes pour éliminer tout le pétrole possible.

7.4 . Durabilité : d’autres contraintes à la transition énergétique mondiale

La durabilité de la société moderne est l’une des principales questions existentielles de l’heure. C’est un sujet aux multiples facettes, notamment l’approvisionnement en nourriture et en eau, un logement adéquat, une activité industrielle nécessaire, la stabilité et la régénération des écosystèmes et une gouvernance internationale adéquate.pour effectuer les changements nécessaires. Dans cet article, l’accent est mis sur la durabilité de l’approvisionnement énergétique mondial, ce qui, dans ses termes les plus simples, signifie fournir suffisamment d’énergie aux populations actuelles et futures pour vivre une vie épanouie sans stress excessif, faim ou pauvreté. Ci-dessus, nous avons déjà discuté des contraintes à l’approvisionnement mondial en pétrole et de la nécessité d’atteindre les objectifs en matière de changement climatique. Mais il existe une série d’autres contraintes qui semblent susceptibles d’entraver la transition énergétique mondiale et qui, à notre avis, sont également insuffisamment prises en compte dans la plupart des modélisations énergétiques actuelles. Ces contraintes sont énoncées dans le rapport The Energy Pivot ( Ratcliffe et al., 2021 ) et comprennent les éléments suivants :

– Le maximum limité par les ressources à court terme dans la production mondiale de gaz conventionnel.

– Diminution des concentrations de minerai de nombreux minéraux, avec des impacts sur la disponibilité des minéraux et sur l’énergie utilisée pour leur extraction et leur enrichissement, et donc sur le prix des minéraux.

– Le fait que la transition énergétique a encore un long chemin à parcourir, les « nouvelles » énergies renouvelables que sont l’éolien, le solaire, la biomasse et la géothermie combinées ne contribuant qu’à environ 5 % à l’énergie primaire mondiale ( BP, 2021 ).

Les liens entre les différents facteurs impliqués ci-dessus sont complexes et comprennent la croissance démographique, la hausse des attentes économiques dans de nombreuses populations, les problèmes de disponibilité des hydrocarbures et des minéraux mentionnés ci-dessus, la baisse des EROI, l’impact des EROI “dynamiques” et la nécessité d’un détournement de financements considérables au secteur de l’énergie ( Hall et al., 2014 ; Perèz et al., 2020 ). L’effet combiné de ces facteurs sur le PIB par habitant, que certaines études s’attendent à voir chuter en raison de la transition énergétique, est également important. Peut-être que seule la modélisation de la « dynamique des systèmes » peut gérer le degré de liaison requis, et ici les résultats des modèles de dynamique des systèmes encore relativement rares qui examinent ces questions ne sont malheureusement pas encourageants ; voir par exemple (Perez et al., 2020 ; King et van den Bergh, 2018 ; Solé et al., 2018 ). Ce qui est peut-être le plus préoccupant, c’est que si de nombreuses personnes constatent une baisse de leur bien-être financier, qu’elles percevront principalement comme de l’inflation, elles blâmeront les politiciens ou d’autres groupes, rendant ainsi la gouvernance plus difficile et la résolution des problèmes liés à la baisse de la l’énergie fournie à la société est plus difficile à atteindre, comme l’a expliqué Ahmed ( Ahmed, 2017 ).

8 . conclusion

La disponibilité future du pétrole est une question d’une importance cruciale qui affecte, entre autres, les économies, les budgets carbone et les relations internationales . Mais malgré cela, le monde ignore généralement ce sujet. L’une des raisons est que les données les plus fréquemment citées sur la quantité d’huile restante et sur l’évolution de cette quantité au fil du temps sont très trompeuses et ne doivent pas être utilisées. Ces données sont les données sur les réserves de pétrole prouvées par pays , et telles qu’elles sont additionnées à l’échelle mondiale, telles que rapportées par l’EIA, l’OPEP , BP Statistical Review , Oil and Gas Journalet d’autres sources. De bien meilleures données sont les réserves de pétrole prouvées plus probables (2P) détenues par des consultants pétroliers tels que IHS Energy, Wood Mackenzie, Rystad Energy et Globalshift Ltd. Ces données sont coûteuses et leur publication est limitée, et même certaines de ces données peut-être surestimer les véritables réserves mondiales de pétrole d’environ 400 Go au total. Pour savoir « combien de pétrole reste », la statistique à utiliser est la ressource récupérable ultime estimée (URR) de la classe de pétrole en question, à partir de laquelle la production à ce jour doit être soustraite. Nous avons certainement besoin d’un contrôle international meilleur et indépendant des données sur les ressources pétrolières.

Il existe de nombreuses façons d’estimer les valeurs URR, mais dans cet article, nous utilisons la linéarisation de Hubbert car elle ne nécessite que des données sur la production pétrolière passée dans une région, des données qui sont en général à la fois disponibles et assez fiables. Nous combinons ensuite nos estimations URR avec des courbes de production logistiques pour prévoir la production de quatre agrégats de type pétrolier. Nos résultats suggèrent que la production mondiale de pétrole conventionnel , qui a atteint un plateau de ressources limitées depuis 2005, est maintenant en déclin, ou déclinera bientôt. Ce passage d’un plateau de production à un déclin devrait exercer des pressions croissantes sur l’économie mondiale, exacerbées par les rendements énergétiques généralement plus faibles des huiles non conventionnelles et d’autres liquides dont l’économie mondiale dépend de plus en plus.

Si nous ajoutons à la production de pétrole conventionnel celle du pétrole étanche à la lumière (“fracturé”), notre analyse suggère que le pic de production correspondant aux ressources limitées se produira bientôt, peut-être entre 2022 et 2025. Si ensuite nous ajoutons les sables bitumineux et le pétrole de l’Orénoque, le pic total prévu avec des ressources limitées se produit vers 2030, bien qu’il y ait une question majeure quant à la possibilité d’une augmentation significative des taux de production des deux dernières classes de pétrole. Enfin, le pic de production à ressources limitées du « tout liquide » mondial est attendu vers 2040 ou un peu après si ces derniers liquides sont également produits au rythme maximal.

Nous comparons nos prévisions pétrolières avec celles de l’US EIA et de l’ AIE . À notre avis, les prévisions pétrolières actuelles de l’EIA américaine semblent irréalistes, car elles dépassent nos estimations fixées par les contraintes URR. En revanche, les prévisions actuelles de l’AIE sur les « politiques déclarées » sont généralement en accord avec nos prévisions, mais là où l’AIE considère que la production mondiale future de pétrole diminuera en partie en raison des limites de la demande , les nôtres voient des baisses similaires, mais plutôt causées par les limites des ressources .

En termes de changement climatique, en accord avec un certain nombre d’études antérieures, nous constatons que nos calculs d’URR indiquent que les scénarios « à forte teneur en CO ₂ » du GIEC semblent irréalisables en raison des limites des ressources, mais montrent également que des quantités considérables de pétrole doivent être laissées dans sur le terrain si les objectifs actuels en matière de changement climatique doivent être atteints.

Dans l’ensemble, nous concluons qu’à moins que des réductions rapides et significatives de la demande mondiale de pétrole ne soient obtenues par des mesures politiques pour lutter contre le changement climatique, les contraintes d’approvisionnement en pétrole limitées identifiées dans ce document continueront d’avoir des conséquences économiques et politiques de plus en plus importantes, et on peut s’attendre à ce que avoir des impacts significatifs sur la durabilité , quelle que soit la définition ou la prise en compte. Enfin, nous suggérons que les données et le modèle de « pic de production à peu près au point médian de l’URR » utilisés dans cet article soient intégrés à une modélisation plus large de l’énergie et du changement climatique afin de mieux éclairer l’élaboration des politiques.

Déclaration d’intérêts concurrents

Nous déclarons n’avoir aucun intérêt concurrent, financier ou autre.

Remerciements

Nous remercions deux relecteurs anonymes pour leurs commentaires qui ont grandement contribué à l’amélioration de cet article. Nous remercions le BioPhysical Economics Institute pour son aide financière afin de rendre ce document largement accessible.

Annexe A . Comment le pétrole est découvert et développé, et les catégories de pétrole

La première étape de la découverte du pétrole consiste à explorer un système pétrolier , défini comme une région pétrolifère tridimensionnelle de la Terre avec des roches sédimentaires. Ces roches mères génèrent du pétrole et du gaz à partir d’anciens planctons marins ou d’autres sources de biomasse dans une «cuisine» appropriée qui cuit la matière organique qui a été protégée de l’oxydation. Par la suite, une partie du pétrole et du gaz résultant migre (généralement vers le haut) à travers les strates rocheuses vers l’atmosphère, à moins qu’elle ne soit arrêtée par des formations rocheuses imperméables appelées pièges . C’est généralement l’huile de ces pièges qui est exploitée pour obtenir de l’huile conventionnelle. Il existe environ 800 bassins sédimentaires dans le monde ( Robertson, 2019), mais, selon Wikipedia (consulté en août 2021), seuls 226 contiennent des quantités importantes de pétrole ou de gaz. Et sur les dizaines de milliers de gisements de pétrole dans le monde, la majeure partie du pétrole que nous exploitons provient de quelques centaines de gisements très vastes, dont la quasi-totalité a été découverte il y a plusieurs décennies.

Pratiquement toutes les découvertes de pétrole commencent désormais par des données sismiques sur la structure géologique souterraine du champ et de ses environs, qui indiquent aux géologues s’il existe des caractéristiques susceptibles de piéger le pétrole de la roche mère et de définir la zone d’une structure pétrolifère potentielle. Qu’il y ait ou non du pétrole là-bas ne peut généralement être déterminé qu’à partir des résultats du forage, qui montre s’il y a au moins un peu de pétrole à un endroit particulier, et qui peut aider à accéder à l’épaisseur, à la porosité et à la saturation en huile d’un gisement de pétrole. formation. Le forage d’exploration examine s’il y a du pétrole exploitable dans un nouveau prospect, c’est-à-dire si du pétrole est présent dans le piège géologique, tandis que le forage de développement aide à définir l’étendue du champ et s’il est économique à exploiter, tout en extrayant généralement du pétrole.

La combinaison de profils sismiques et de résultats de forage dans ce profil à partir de forages d’exploration et de développement peut aider à interpréter et à extrapoler les données sismiques. Cela nécessite des géologues qualifiés et des ingénieurs de réservoir pour interpréter et est souvent assez subjectif. Une troisième source, indépendante, sur la quantité de pétrole détenue dans un champ ou une région donnés sont les données sur la production , c’est-à-dire la quantité de pétrole produite chaque jour ou année évaluée au fil du temps, et également exprimée en quantité cumulée. L’extrapolation de la production peut indiquer combien le champ ou la région est susceptible de produire au total, en l’absence d’une utilisation ultérieure significative de la technologie d’extraction améliorée. Aujourd’hui, de gros ordinateurs et des programmes sophistiqués sont utilisés pour intégrer les informations ci-dessus.

Notez que pour de nombreux pétroles non conventionnels, tels que le pétrole des sables bitumineux, le pétrole produit à partir de kérogène ou la conversion du charbon en liquides, le concept de réservoir de pétrole attendant d’être découvert n’est pas valide. En effet, ces huiles sont généralement étendues géographiquement et sont connues (« découvertes ») depuis de nombreuses années. Ils comprennent d’importantes ressources régionales telles que le pétrole lourd vénézuélien, le pétrole des sables bitumineux canadiens et le kérogène américain. Pour ces pétroles, la production dépend d’une technologie d’extraction adéquate à un prix convenable, ainsi que d’une demande de pétrole non satisfaite par un pétrole conventionnel généralement plus facile à produire. Si les ressources potentielles récupérables de ces pétroles non conventionnels peuvent être importantes, leur exploitation est souvent difficile, gourmande en capital et en énergie, et coûteuse ( Poisson et Hall, 2013 ;Bentley, 2015 ) Leur exploitation est donc généralement considérée comme « limitée en taux » plutôt qu’en « stock limité », et bon nombre de ces huiles ne sont pas susceptibles d’être produites à des taux qui font une grande différence à l’échelle mondiale ; voir les prévisions sur www.globalshift.co.uk . Notez qu’un certain nombre d’investissements passés dans ces ressources n’ont pas été un succès commercial, bien qu’une quantité importante de pétrole des sables bitumineux canadiens soit produite aujourd’hui.

Tableau A1.1 : Catégories d’huile.

Dans cet article, et en particulier en termes d’estimations URR générées à la Fig. 6 , nous définissons les catégories d’huile et d’autres liquides comme suit :

Huile conventionnelle :

– Pétrole de densité légère et moyenne produit à terre ou en mer dans des champs pétrolifères géographiquement définis par des techniques de récupération primaire (pression propre), secondaire (entraînement au gaz ou à l’eau) ou tertiaire (y compris chauffage ou solvant).

– Le fioul lourd, y compris celui récupéré par chauffage, qui n’est pas inclus dans la catégorie « extra-lourde » ci-dessous.

– Condensat, fractions gazeuses associées à la production de pétrole ou de gaz qui se condensent en liquides lorsque la pression est relâchée à la surface, comme inclus dans la définition du pétrole de l’EIA.

Huile étanche à la lumière (LTO):

– Pétrole léger produit à partir de vastes régions de schiste et de roches similaires, généralement par une combinaison de forage horizontal, de fracturation hydraulique et d’utilisation d’agents de soutènement.

Huiles extra-lourdes (XH) :

– Plus précisément, les pétroles extra-lourds produits à partir des sables bitumineux canadiens et du bassin de l’Orénoque. Ces huiles sont plus denses que l’eau et ne sont pas retenues dans un piège géologique défini avec de l’huile au-dessus du niveau de l’eau, mais sont plutôt limitées à la surface où elles sont érodées et dégradées par des bactéries.

Huile brute:

– Pétrole conventionnel, plus pétrole léger, plus pétrole extra-lourd (tous tels que définis ci-dessus), et donc en accord avec la définition du pétrole brut de l’EIA.

Autres liquides :

– Comprend les liquides de gaz naturel (LGN); l’huile produite par la cornue du kérogène trouvé dans la roche de « schiste bitumineux » ; liquides produits chimiquement à partir de charbon (coal-to-liquids, CTL) ou de gaz (gas-to-liquids, GTL) ; l’huile synthétique produite chimiquement à partir d’une gamme de matières premières, par exemple le dioxyde de carbone et l’eau ; gain de raffinage, où le volume de liquides, mais pas leur contenu énergétique, augmente au cours du processus de raffinage ; et les biocarburants, soit des liquides produits par raffinage de bio-huiles, comme celles du maïs, soit par des procédés plus complexes à partir d’autres types de biomasse.

Tous liquides :

– Pétrole brut plus autres liquides, et donc en accord avec la définition de tous les liquides de l’EIA.

Annexe B . Changements progressifs dans certaines réserves prouvées de pétrole de l’OPEP

La figure A2.1 montre l’évolution des données du domaine public sur les réserves prouvées de pétrole pour l’Iran, l’Irak, l’Arabie saoudite et le Koweït. Les fortes augmentations de ces réserves dans les années 1980 étaient dues à la concurrence des pays de l’OPEP pour les quotas, résultat de la chute de la demande de pétrole à la suite des chocs de prix des années 1970 combinés au nouveau pétrole venu d’ailleurs. Les augmentations ultérieures des réserves peuvent également refléter dans une certaine mesure des manœuvres de « guerre des quotas », y compris peut-être la rivalité Iran/Irak. Certes, la plupart des augmentations de réserves après 1980 n’étaient pas associées à de grandes découvertes de pétrole, ni à des gains significatifs dans la récupération du pétrole.

Annexe C . Problèmes potentiels avec les données sur les réserves 2P du cabinet de conseil pétrolier

Les données de consultation pétrolière (“scout”) pour les réserves de pétrole 2P ne sont pas sans problèmes possibles. Le premier est la surestimation probable des réserves de pétrole 2P pour les gisements plus anciens dans un certain nombre de pays de l’OPEP au Moyen-Orient, et où cela est lié en partie à la question de la « guerre des quotas » de l’OPEP discutée ci-dessus en relation avec les réserves 1P. Nous examinons ce problème en examinant les données historiques d’IHS Energy. Petroconsultants, qui a ensuite été racheté par IHS en 1996, détenait généralement des données sur les volumes de pétrole dans des champs individuels qui avaient été partagées avec Petroconsultants par des compagnies pétrolières travaillant dans les pays concernés. Cependant, les données correspondantes dans la base de données IHS pour certains pays ont considérablement augmenté au fil du temps, ce qui suggère peut-être que les réserves plus récentes peuvent désormais représenter des estimations plus «politiques» que géologiques de la taille des champs.

Ceci est illustré dans la Fig. A3.1pour l’Arabie Saoudite, qui montre l’évolution de 1998 à 2011 des données de découvertes pétrolières cumulées IHS 2P par date de découverte, ainsi que le nombre de champs découverts à ces dates. Comme on peut le voir, le volume 2P de pétrole plus condensat dans les champs saoudiens qui avaient été découverts en 1990 était donné à 310 Go dans la base de données IHS 2004 (ligne bleu foncé), supposé refléter en grande partie les données de Petroconsultants, mais où cela avait augmenté à 400 Go dans la base de données IHS Energy 2011 (ligne verte), même si, comme le montre la figure, le nombre de champs signalés comme découverts en 1990 avait très peu changé. En conséquence, les volumes actuels de pétrole déclarés dans cette base de données pour les grands champs anciens en Arabie saoudite sont incertains, car les améliorations des techniques d’extraction de ces champs sur la courte période de 2004 à 2011 ne peuvent pas expliquer une augmentation aussi importante. Cette conclusion est étayée par l’analyse des courbes de production de certains des champs saoudiens en question ; par la linéarisation de Hubbert (voir la section 5.1) de la production totale du pays, voir le matériel supplémentaire ; et par des analyses telles que, par exemple,Zagar (2017) .

La correction des surestimations correspondantes dans l’ensemble des pays de l’OPEP du Moyen-Orient indique que les réserves totales de 2P dans au moins la base de données IHS (et peut-être d’autres) pour ces pays devraient être réduites d’environ 300 Gb.

Le deuxième problème avec les données sur les réserves 2P réside dans la déclaration des réserves pour les champs pétrolifères de l’ex-Union soviétique (FSU). Ici, la taille des découvertes était généralement classée comme «ABC1», prise pour indiquer la quantité maximale de pétrole qu’un champ pouvait produire sans contraintes économiques. Dans ses rapports annuels, les données de Gazprom indiquent qu’en général, seulement 70 % environ des estimations ABC1 devraient être utilisées pour calculer les estimations 2P des volumes sur le terrain. Encore une fois, l’analyse des courbes de production pour les champs individuels appuie cette conclusion. La correction de cela réduit les réserves 2P pour les pays FSU au total, comme indiqué dans cette base de données de conseil pétrolier (et encore une fois, probablement d’autres) d’environ 100 Go au total.

Plus de détails sur les analyses à l’appui de ces ajustements significatifs à la baisse des découvertes pétrolières de l’OPEP et de l’ex-Union soviétique 2P au Moyen-Orient sont donnés dans les articles de l’un d’entre nous (Laherrère) publiés sur le site Web de l’ASPO France : https://aspofrance.org/tag/jean-laherrere .

Annexe D. Estimations de l’URR mondial du pétrole

Cette annexe résume un large éventail d’estimations, générées entre 1949 et aujourd’hui, pour les ressources mondiales finalement récupérables (URR) de pétrole.

Tableau A4.1 . Estimations de l’URR mondial par catégorie de pétrole (Gb).

Estimation des ressources pétrolières finalement récupérables (URR) mondiales	Huile conventionnelle ¹⁰	Tout pétrole + LGN
Fourchette des estimations 1949 à 1981 ¹	1800–2500
Campbell & Laherrère 1998	1800
Fourchette « basse » d’estimations 1992 à 2005 ²	1800–2836	2670–3000
Fourchette d’estimations “élevée” 1998 à 2005 ³	3303	4000–4500
Campbell, données à partir de 2010 ⁴	~2200
AIE 2013 ⁵	3800–4200
Extrapolation d’IHS, données de découverte 2011 ⁶	2500
Extrapln. des données IHS & Rystad, 2017 ⁷	2700
Globalshift 2018 production à 2100 ⁸		3250
Rystad Énergie 2018 ⁸		3670
Estimations Laherrère, 2018 ⁸	~2600–3000 ¹¹
AIE, données à fin 2020 ⁹	3500	7800 ¹³
Cet article, URR estimé par HL	2500 ¹²	5000

Légende : – Pétrole conventionnel : A l’origine généralement considéré comme le pétrole brut excluant les pétroles extra-lourds tels que ceux produits par voie thermique, ainsi que les sables bitumineux et le pétrole de l’Orénoque ; et excluant également le pétrole produit à partir de kérogène. Le « pétrole conventionnel » excluait également à l’origine le pétrole étanche à la lumière (“schiste”), car il n’a été identifié que récemment comme économiquement extractible. – Tout pétrole : Tout pétrole brut. – LGN : Liquides de gaz naturel.

Notes : ¹ Données du tableau 1 de Bentley (2015) ; et où les estimations URR utilisées par Hubbert pour le pétrole conventionnel mondial moins les LGN étaient : en 1949 : 2000 Gb ; en 1956 : 1250 Go ; en 1969 : dans la gamme 1350–2100 Go. ² Données du tableau 2 de Bentley (2015), et exclut une valeur aberrante « hypothétique » de 3 000 Go. ³ Données du tableau 3 de Bentley (2015). 3303 Gb est une estimation EIA et inclut les LGN. ⁴ Données du tableau 2 de Bentley et al. (2020). ⁵ Données de la Fig. 4 de Bentley et al. (2020). La source originale est la Fig. 13.17 du rapport de l’AIE « Resources to Reserves », 2013 ; donnant la plage URR pour l’huile conventionnelle sans et avec EOR. ⁶Extrapolation des données de découverte de pétrole 2P dans la Fig. 1 de Bentley et al. (2020). ⁷ Extrapolation des données de découverte de pétrole 2P dans la Fig. 2 de Bentley et al. (2020). ⁸ Données du tableau 2 de Bentley et al. (2020). ⁹ Données du ‘ Tableau 6. Ressources restantes techniquement récupérables en combustibles fossiles, fin 2020 ‘ de la documentation AIE 2021 de leur modèle énergétique mondial (WEM) utilisé pour les perspectives énergétiques mondiales de l’AIE , 2021. Les données individuelles par classe de pétrole sont présentées dans le encadré, en bas à droite de la Fig. 5ci-dessus, et comme développé dans le matériel supplémentaire. Étant donné que les données concernent les ressources récupérables restantes, nous ajoutons la production cumulée correspondante à ce jour du tableau 1 de ce document pour générer les estimations de l’URR présentées ici. ¹⁰ Les premières estimations de l’URR pour le pétrole conventionnel excluent les LGN, les estimations ultérieures peuvent inclure une partie ou la totalité des LGN. ¹¹ Estimations URR Laherrère actuelles, et résumées dans le Tableau 1 : Pétrole brut moins pétroles extra-lourds : 3000 Gb ; dont huiles extra-lourdes : 3500 Go. ¹² Hors huile étanche à la lumière. ¹³ Inclut un URR de ~1000 Gb pour le pétrole provenant du kérogène.

Références : Bentley (2015) ; Bentley et al. (2020) .

Annexe E . Linéarisation de Hubbert : contexte, forces et limites

M. King Hubbert était un géophysicien qui a travaillé à Shell Oil et aussi dans plusieurs universités qui ont aidé à développer une théorie physique générale pour la production d’une ressource non renouvelable, et l’ont appliquée explicitement au pétrole ( Hubbert, 1956 ; Hubbert, 1969 ). Il a soutenu que la production cumulée d’une ressource non renouvelable dans une région suit généralement une courbe logistique (et donc la production annuelle au fil du temps une courbe « en forme de cloche »), la production atteignant un maximum lorsqu’environ la moitié de l’URR de la région a été produite. . En pratique, plutôt que d’être symétrique, la production pétrolière d’une région présente souvent une sorte de « queue » ; où Campbell, par exemple, modélise cela par un déclin exponentiel une fois que le pic de ressources limitées est passé.

Le moteur physique de cette courbe est que la région contiendra généralement un nombre relativement faible de grands champs pétrolifères et un plus grand nombre de champs pétrolifères plus petits, et le pic de production se produit lorsque la production diminue des grands gisements précoces plus faciles à trouver. les champs ne peuvent plus être compensés par l’augmentation de la production des champs plus petits, plus difficiles à trouver et plus récents ; voir Bentley (2016) pour une explication détaillée de ce mécanisme. Et tandis que les économistes affirment souvent que le prix du pétrole est le principal déterminant de la production, et que le prix est en effet très important, dans les régions sans contraintes majeures de production en surface à long terme (telles qu’un accès limité, des conflits ou des quotas), la production basée sur la géologie de Hubbert modèle a été la norme.

Parmi les exemples de grands pays producteurs de pétrole qui ont maintenant presque certainement dépassé leurs pics de production tout pétrole limités en ressources figurent la Libye, l’Iran, le Koweït, l’Indonésie, le Royaume-Uni et la Norvège ; ceux qui ont récemment dépassé le pic incluent l’Algérie, le Qatar, la Chine et le Mexique ; et ceux qui viennent juste de dépasser ou qui vont bientôt culminer comprennent le Nigeria et la Russie. Des graphiques de la production passée et future d’huiles entièrement fossiles par pays, basés sur une analyse ascendante détaillée par domaine et modèle de projet, peuvent être consultés à l’adresse : www.globalshift.co.uk .

Pour les huiles non conventionnelles, les profils de production à long terme sont moins clairs, car nombre d’entre elles en sont encore à leurs premiers stades de production. Mais il est probablement raisonnable de s’attendre à ce que, pour ces huiles également, la production suive une courbe à peu près “Hubbert”, car la production des petites sources plus tardives et plus difficiles d’accès de chacune de ces classes d’huile devient insuffisante pour compenser la baisse de la production de la plus grandes, plus tôt, plus faciles d’accès aux sources.

Notez qu’à ce jour, les ressources limitéesles pics de production de pétrole dans les pays ont presque toujours surpris les pays concernés. Les exemples incluent le pic pétrolier conventionnel pour les États-Unis en 1970, qui a été le déclencheur des chocs des prix du pétrole économiquement dévastateurs des années 1970 ; le pic de l’Indonésie en 1977, qui a par la suite poussé le pays à quitter l’OPEP ; le pic du Royaume-Uni en 1999 ; et la Norvège en 2001 ; car probablement aussi le Nigeria est déjà passé ou attendu bientôt. La raison pour laquelle ces pics pétroliers surprennent les pays concernés est qu’au moment du pic de production pétrolière dans le pays, il y a eu une longue tendance à la hausse de la production, les champs existants dans la région ont encore des réserves très importantes, de nouveaux champs sont encore découvertes, et les techniques de découverte et les facteurs de récupération sont améliorés par les nouvelles technologies.Rystad, 2021 ), a en effet été signalé par ce pays, peut-être parce que la Russie dispose encore d’importantes ressources de pétrole plus difficile à exploiter.)

Hubbert a ensuite étendu ses travaux sur la production pétrolière pour développer une technique d’estimation de l’URR d’une région basée simplement sur sa production passée, une technique Deffeyes (2005) appelée « linéarisation de Hubbert » (HL). Cette approche inclut donc une estimation du pétrole non découvert qui n’a pas encore été trouvé. La technique est basée sur l’hypothèse que la production cumulée dans la région suit une courbe logistique et génère un graphique avec la production pétrolière cumulée sur l’axe des x et le rapport de la production annuelle à la production cumulée sur l’axe des y. L’URR de la région est ensuite estimé par l’intersection de la ligne de tendance résultante avec l’axe des abscisses.

L’approche HL présente un certain nombre de limites, notamment le fait de ne pas pouvoir bien tenir compte des changements progressifs dans les techniques d’extraction, ni de l’inclusion d’une nouvelle classe de pétrole non reflétée dans les données de production passées (“le pétrole de schiste” aux États-Unis étant un exemple récent). Mais la méthode s’est avérée donner des estimations fiables dans le cas de nombreux pays (voir, par exemple, Campbell, 2013 ; et les publications en ligne de Laherrère), et a l’avantage de donner une estimation explicite et défendable de la quantité de pétrole région produira au total à l’aide d’une procédure soumise à une validation et à une analyse de sensibilité.

Notez que Campbell (2013) fournit des exemples pour de nombreux pays de comparaison des estimations de l’URR générées par l’extrapolation des découvertes cumulées (« courbes d’écrémage ») avec celles estimées par la linéarisation de Hubbert. Et depuis plus de 100 ans la technique HL prédit correctement la quantité totale de charbon anthracite américain produite à partir de cette ressource aujourd’hui largement épuisée ( Laherrère, 2018 ). L’approche mathématique pour générer une « courbe de Hubbert » pour les ressources restantes est donnée dans Laherrère (2021) .

Annexe F . Tableau Laherrère de toute la production de combustibles fossiles, 1850-2200

Comme le montrent les données de Laherrère (2019) reproduites ci-dessus, les émissions globales de CO ₂ dans ce modèle « basé sur la géologie » pour la période 2020-2100 sont respectivement d’environ 1000, 750 et 650 GtCO ₂ pour le charbon, le pétrole et le gaz, pour un total d’environ 2 400 GtCO ₂ , avec environ 850 GtCO ₂ supplémentaires émis au-delà de 2100. Il est clair que ces émissions sont incompatibles avec la limite de 580 GtCO ₂ pour les émissions de CO ₂ jusqu’en 2100 supposée par Welsby et al. ( Welsby et al., 2021 ) pour atteindre 1,5 °C.

En effet, un calcul approximatif peut être fait. Les émissions totales de CO ₂ de l’époque préindustrielle jusqu’en 2020 sont estimées par Laherrère (2021) à environ 1750 GtCO ₂ , et ont entraîné une augmentation correspondante de la température d’environ 1,1 °C. Nous reconnaissons que le système climatique implique de nombreuses rétroactions non linéaires, mais sur une base linéaire simple, les émissions futures de tous les combustibles fossiles dans le modèle de Laherrère, de très environ 3250 GtCO ₂ , ajouteraient ~ 2 ° C supplémentaires au réchauffement climatique, pour un total de ~3 °C au-dessus du préindustriel ; et voir Matthews et Tokarska (2021)sur l’utilisation d’un modèle linéaire de « réponse transitoire du climat aux émissions cumulées » (TCRE). Ce calcul ignore les non-linéarités mentionnées ci-dessus, et ne concerne que la combustion de combustibles fossiles, et ignore donc d’éventuelles nouvelles rétroactions fortes telles que la réduction de l’absorption de CO ₂ par l’océan ou les forêts, ou les émissions de CO ₂ et de méthane provenant de la fonte du pergélisol, etc. Ainsi, nous concluons également, comme cela est maintenant largement accepté, qu’une grande partie de la ressource totale en combustibles fossiles doit être laissée dans le sol.

Références

Ahmed, 2017

Nafeez Ahmed

États défaillants, systèmes qui s’effondrent

Déclencheurs biophysiques de la violence politique , Springer Nature ( 2017 )