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le monde de demain

Des énergies fossiles sans compter, est-ce durable ?

INTRODUCTION

Pour appréhender les points clé du futur du secteur énergétique, il ne suffit pas de savoir que les prélèvements continus et croissants dans les stocks d’énergies fossiles vont devoir s’arrêter un jour (quand ? comment ?) ; il faut comprendre le rôle de l’énergie dans l’économie, la problématique des réserves de combustibles fossiles, le jeu des substitutions entre différentes formes d’énergie et les enjeux climatiques des combustibles fossiles, etc.
C’est ce que nous allons entreprendre dans cette page du site, centrée sur les énergies fossiles parce que c’est d’elles que tout dépend, qui n’a pas la prétention d’être un cours sur l’énergie mais cherche plutôt à en comprendre les enjeux et principales dynamiques d’évolution tels qu’on peut les appréhender au moment où l’on écrit, sachant qu’il s’agit d’un domaine où les choses sont susceptibles d’évoluer très rapidement.

I COMPRENDRE L’ÉNERGIE

L’énergie est un peu comme le temps de St Augustin : « Qu’est-ce donc que le temps ? Si personne ne me le demande, je le sais. Mais si on me le demande et que je veuille l’expliquer, je ne le sais plus ». Essayons les dictionnaires :

« Energie : la nature obéit à  une loi de conservation qui affirme que, dans un système isolé, il existe une quantité, l’énergie, qui ne change pas lors de ses multiples modifications. Cette énergie apparaît sous des formes diverses dont la somme, pour un système isolé, demeure invariante au cours de ces transformations, certaines de ces formes pouvant se transformer en d’autres »(Salem 1990 : 160).

« […] L’énergie semble une propriété importante, mais très abstraite, des objets matériels. Elle n’est pas directement tangible, bien que ses effets se fassent sentir en permanence. Sil est difficile de la saisir en tant que concept général, des exemples simples peuvent nous faire sentir son existence et aident à  comprendre de quelle manière elle dépend des situations(…). L’énergie se présente donc sous des formes très différentes. (…) l’énergie d’un système physique dépend de l’état dans lequel il se trouve. Cet état est caractérisé par la vitesse et la masse pour un véhicule, par la température pour la casserole d’eau, par la déformation pour le ressort, par la charge pour la pile. L’énergie attribuée à  chaque système varie en fonction de ces quantités.» (Serres, Farouki 1997 :318).

Ces définitions de l’énergie montrent à tout le moins que la compréhension de la chose n’est pas immédiate.

Pour essayer d’être simple, et néanmoins précis, on peut dire que l’énergie est la grandeur physique qui permet à  un corps ou un système physique de se maintenir ou de changer d’état. C’est ce qui permet de produire du mouvement, de la lumière, de la chaleur, etc. Rien ne peut se produire, voire se maintenir, sans dépense d’énergie.

Ainsi, le corps d’un homme au repos consomme de l’énergie (1800 kcal par jour environ) pour maintenir sa température à  37°C. Et plus s’il a une activité physique.

Toute la végétation de la planète Terre est due à  la transformation de l’énergie solaire en énergie chimique qui s’est accumulée dans les plantes par la photosynthèse chlorophyllienne. L’animal qui mange ces plantes assimile cette énergie et la transforme en énergie mécanique et en chaleur. Idem pour l’animal qui mange l’animal qui mange les plantes, et ainsi de suite …

De sorte que l’agriculture est, au fond, l’activité qui permet aux hommes de capter une part de l’énergie solaire diffusée sur Terre.

I 1 PROPRIÉTÉS FONDAMENTALES

Il ressort de ces caractéristiques des propriétés importantes de l’énergie, dont les différentes sont convertibles les unes dans les autres lors des changements des systèmes physiques d’un état à  un autre.

– le premier principe de la thermodynamique stipule que la quantité totale d’énergie dans un système physique est invariable s’il est isolé, c’est-à-dire s’il ne peut échanger ni matière ni énergie avec le milieu extérieur. L’énergie ne peut qu’y changer de forme. Donc on ne peut pas produire de l’énergie, puisqu’il faudrait de l’énergie pour ce faire ; on peut seulement transformer une forme d’énergie en une autre : par exemple de la chaleur en travail, en mouvement, et réciproquement ; de sorte que l’homme ne peut pas consommer plus d’énergie que celle qui se trouve dans la nature ;

Et en effet, l’énergie existe sous une grande variété de formes :
énergie mécanique,
énergie électrique liée aux électrons se déplaçant dans les conducteurs électriques,
énergie nucléaire assurant la liaison entre les particules des noyaux atomiques,
énergie thermique,
énergie électromagnétique,
énergie chimique assurant la stabilité des liaisons entre atomes…

– mais, hors équilibre, qui est la situation normale en ce bas monde, cette transformation ne peut se faire qu’avec une limitation : l’énergie se dégrade à  chaque transformation, et s’accompagne d’une production de chaleur : c’est le deuxième principe de la thermodynamique, dont il découle que le rendement de cette transformation est inférieur à  100 %.
Le rendement de la transformation de la chaleur en une autre forme d’énergie est d’autant plus faible que la température de la transformation d’énergie est basse.

Ces données physiques élémentaires ne sont pas sans conséquences sur notre vie quotidienne : car qu’est-ce que le PIB sinon une addition de déplacements, de transformations de matière, etc., bref sinon une gigantesque dépense d’énergie ? Il ne faudra dès lors pas s’étonner de voir des courbes d’évolution du PIB et de consommation d’énergie présenter des corrélations fortes. Quant à  savoir qui est vraiment la cause de l’autre, ce n’est pas la simple observation des courbes qui permettra d’en décider…

Une notion importante est celle d’efficacité (ou intensité) énergétique : c’est la quantité d’énergie primaire qui est nécessaire à  l’obtention d’une unité de richesse. On l’exprime généralement en tep/1000 $ ppa. La moyenne mondiale est actuellement d’un peu moins de 0,25 tep/1000 $ ppa. Ce paramètre mesure la productivité de l’énergie dans un pays considéré.
Ses variations entre pays peuvent être dues à  différentes causes : une intensité énergétique plus élevée que la moyenne peut signifier un système énergétique peu efficace pour des raisons technologiques ou organisationnelles, mais aussi une richesse reposant sur des activités économiques très consommatrices d’énergie (sidérurgie, métallurgie, chimie lourde, etc.), ou les deux à  la fois. Elles peuvent aussi être dues à  l’importance de l’usage de l’électricité produite à  partir des flux naturels d’énergie dans le pays considéré (Canada et Norvège).

I 2 QUELQUES DONNÉES PHYSIQUES

De 1800 à  2000, la quantité d’énergie prélevée par les hommes sur le milieu naturel a été multipliée par environ 30, tandis que la population a été multipliée par 6, de 1 milliard à  6 milliards d’habitants environ. La consommation mondiale moyenne d’énergie par habitant a par conséquent été multipliée par 5.

Consommation énergétique journalière d’une famille
« Aujourd’hui, une famille composée d’un homme, d’une femme et de deux enfants dispose journellement en moyenne mondiale et hors alimentation, essentiellement gràce à  l’énergie tirée des combustibles fossiles, d’une énergie d’environ 800 millions de joules (MJ). Or l’énergie journalière dont dispose pour agir sur son environnement extérieur gràce à  son alimentation un adulte de fortes capacités physiques et très bien entraîné est d’à  peu près 5 MJ. En fait, son alimentation lui procure 10 MJ, mais la moitié de cette énergie est utilisée pour assurer le bon fonctionnement de son organisme et en particulier à  maintenir constante sa température corporelle. Pour se représenter l’effort physique correspondant à  une dépense d’énergie de 5 MJ, disons qu’il représente pour un homme de 85 kg muni d’un équipement de 17 kg l’énergie correspondant à  son élévation sur les parties ascendantes d’un chemin de montagne pour un total de 5000 mètres de dénivelée. Cette famille moyenne a donc à  sa disposition l’équivalent de 160 serviteurs athlétiques (Durand 2007 :7)« .

Les ressources énergétiques de la planète se présentent sous deux formes différentes : renouvelables et non renouvelables. Les énergies non renouvelables sont des énergies stockées. Elles existent dans la nature en quantités finies, pas toujours connues. Ce sont surtout les énergies fossiles : charbon et hydrocarbures. Quand on brûle 1 tonne de charbon, on détruit 1 tonne de réserve. Les énergies renouvelables sont des énergies de flux. Elles relèvent d’un flux physique permanent, qui leur donne un caractère inépuisable.

Plus de 80% des consommations d’énergie sont assurées par les énergies fossiles.

L’énergie utilisée par l’homme pour agir sur son milieu est prélevée dans des gisements naturels, dont il existe deux catégories selon qu’il s’agit de stocks ou de flux énergie.

Dans les stocks il y a l’énergie chimique des combustibles fossiles et de biomasse, l’énergie nucléaire des combustibles nucléaires, l’énergie géothermique. Dans les flux, il y a pour l’essentiel l’énergie hydraulique, l’énergie éolienne, l’énergie solaire. Aucune de ces énergies ne peut être utilisée sous la forme où elle se présente dans la nature et on ne peut les extraire qu’en les transformant en chaleur ou en énergie mécanique, plus rarement en électricité.

Energie primaire et secondaire. L’énergie primaire est l’énergie disponible dans l’environnement et directement exploitable sans transformation : le charbon, les hydrocarbures (pétrole, gaz naturel, schistes bitumineux ou sables asphaltiques), l’uranium, le rayonnement solaire, l’énergie hydraulique (cours d’eau), géothermique (sous-sol), éolienne (vent), le mouvement des vagues, la force des marées, la biomasse.

L’énergie secondaire est la forme sous laquelle une énergie primaire est consommée, après avoir été transformée : l’électricité ou les distillats pétroliers sont des énergies secondaires.

ENERGIE PRIMAIRE, ENERGIE FINALE, ENERGIE UTILE
Energie initiale fournie par transformée en Système de transformation Rendement pratique
rayonnement soleil chaleur chauffe-eau solaire 30 – 40%
rayonnement soleil électricité cellule photovoltaïque 10%
cinétique eau électricité turbine hydraulique 80%
cinétique vent électricité éolienne 20 – 30%
thermique noyaux électricité centrale nucléaire 30 – 35%>
atomiques .
thermique combustibles électricité centrale thermique 30 – 60%
géothermique roches électricité 10%
chimique combustibles électricité pile à  combustible 30 – 80%

On utilise la tonne équivalent pétrole (tep) pour comparer les différentes source d’énergie :

1 tonne de : bois sec lignite charbon sub-bitumeux houille ou anthracite 1000 m3 gaz naturel uranium
équivaut à  : 0,23 tep 0,35 tep 0,45 tep 0,65 tep 0,86 tep 10 000 tep

Convention : 1 TWhe correspond à  0,223 Mtep d’énergie primaire.

Les mauvais rendements des machines et le gaspillage font que l’énergie utile, c’est-à-dire l’énergie qui rend le service recherché, correspond à  moins de 20% seulemet de l’énergie primaire au niveau mondial.

Transformation de l’énergie finale (celle qui parvient au consommateur) en énergie utile :

Energie initiale fournie par transformée en Système de transformation Rendement pratique
électricité secteur énergie lumineuse ampoule à  filament 10%
électricité secteur chaleur radiateur 50 – 80%
chimique bois chaleur feu (ouvert, cheminée, chaudière) 5 – 80%
thermique carburant mécanique moteur thermique + véhicule 15 – 30%

Schéma des flux d'énergie dans l'économie mondiale

Schéma des flux d’énergie dans l’économie mondiale

Puisque nous y sommes, bienvenue maintenant au pays des équivalences énergétiques :

tep tec Joule kWh PCI BTU m’ de gaz tonne bois 20%
tep 1 1,43 4,20 E+10 11 667 39 808 351 1 200 2,99
tec 0,697 1 2,93 E+10 8 136 27 759 690 837 2,09
Joule 2,38 E-11 3,41 E-11 1 2,78 E-07 0,000948 2,86 E-08 7,12 E-11
kWh PCI 8,57 E-05 1,23 E-04 3,60 E+06 1 3 412 0,1 2,56 E-04
BTU 2,51 E-08 3,60 E-08 1 055 0,00029 1 3,01 E-05 7,51 E-08
m3 de gaz 0,00083 0,0012 3,50 E+07 9,7 33 174 1 0,00249
tonne bois 20% 0,334 0,479 1,40 E+10 3 900 13 307 363 401 1
Equivalences entre les unités de mesure de l’énergie

Le tableau ci-après précise les coefficients d’équivalence entre unité propre et tep. Ces coefficients sont systématiquement utilisés dans les publications officielles françaises.

Énergie Unité physique Gigajoules (GJ) (PCI) Tep (PCI)
Charbon
Houille 1 t 26 26142 = 0,619
Coke de houille 1 t 28 28142 = 0,667
Agglomérés et briquettes de lignite 1 t 32 32142 = 0,762
Lignite et produits de récupération 1 t 17 17142 = 0,405
Pétrole brut et produits pétroliers
Pétrole brut, gazole/fioul domestique, produits à usages non énergétiques 1 t 42 1
GPL 1 t 46 46/42 = 1,095
Essence moteur et carburéacteur 1t 44 44/42 = 1,048
Fioul lourd 1 t 40 40/42 = 0,952
Coke de pétrole 1 t 32 32/42 = 0,762
‘Électricité
Production d’origine nucléaire 1 MWh 3,6 0,086/0,33 = 0,260606…
Production d’origine géothermique 1 MWh 3,6 0,086/0,10 = 0,86
Autres types de production, échanges avec l’étranger, consommation 1 MWh 3,6 3,6/42 = 0,086
Bois 1 stère 6,17 6,17142 = 0,147
Gaz naturel et industriel 1 MWh PCS 3,24 3,24142 = 0,077

10 kWh correspondent à :

  • 1 litre de mazout
  • 1 m³ de gaz naturel
  • 2 à 2,5 kg de bois
  • 2 à 2,5 kg de sucre

Pour du gaz naturel de qualité commerciale (presque du méthane pur), voici la conversion d’un milliard de mètres cubes (G.m3) dans les autres unités :

Unité Symbole Facteur de conversion
Volume gazeux normalisé
milliard de mètres cubes G.m3 1
milliard de pieds cubes bcf 35,315
Pouvoir calorifique
Tonne équivalent pétrole Tep (fr), Toe (en), öe (de) 816 000
Baril équivalent pétrole Bep (fr), boe(en) 6.5 x 106
Mégajoule MJ 38 x 109
1015 BTU ou 1 « quad » quad 0,036
Thermie Therm 9,09 x 10³
Kilowatt-heure kWh 10,5 x 109
Masse
Tonne métrique T 717 466
Tonne « courte » américaine st 791 033
Volume à l’état liquide
Mètre cube 1,6 x 106
Gallon (américain) gal 430 x 106
Baril b, bbl 10,2 x 106
Pied cube cf, ft3 57,5 x 106

Équivalence gaz naturel et pétrole

Pour additionner gaz naturel et pétrole, il est fréquent de travailler en barils équivalents pétrole (bep). L’énergie contenue dans un baril de pétrole équivaut à celle de 170 m3 de gaz (pour les approximations « de tête », on peut donc retenir qu’un litre de pétrole équivaut à peu près à un mètre cube de gaz naturel). On a donc : 1 G.m³ = 5.9 Mbep.

Les Américains utilisent généralement le Bcf (billion cubicfeet) et le Tcf (Trillion cubic feet). 1 Tcf vaut 28 G.m³ ou 166 Mbep.

Il arrive aussi de mesurer le gaz en tonnes équivalent pétrole (1 Tep = 7,2 bep), ou en masse lorsqu’on le liquéfie.
http://fr.wikipedia.org/wiki/Unit%C3%A9s_de_l%27industrie_du_p%C3%A9trole_et_du_gaz

II LES COMBUSTIBLES FOSSILES

Les combustibles fossiles sont des substances naturelles fossiles très riches en carbone organique, c’est-à-dire provenant des êtres vivants. Ils sont formés à  partir d’une substance commune appelée kérogène.

Le kérogène est formé à  partir de débris d’organismes dans des sédiments argileux ou marneux déposés il y a très longtemps dans des mers, des lacs ou des deltas, et plus ou moins profondément transformés par des agents physiques ou biologiques au cours de leur sédimentation pour devenir du kérogène.

Après leur dépôt, les sédiments contenant du kérogène se sont enfouis très lentement au cours des temps géologiques et ont été recouverts par d’autres types de sédiments dans des dépressions que l’on appelle bassins sédimentaires. La température et la pression y ont donc augmenté. Tous les sédiments se sont compactés pour former des roches sédimentaires et dans ceux qui en contenaient le kérogène a été  » cuit  » sous pression et très lentement en l’absence d’oxygène. Cette cuisson a donné naissance à  des combustibles fossiles. Les profondeurs requises pour la formation de ceux-ci sont de 1 à  10 km et les températures de 30 à  300°C. Les temps de formation sont de l’ordre de la dizaine à  la centaine de millions d’années. Des phénomènes tectoniques ont pu ensuite provoquer la remontée vers la surface des sédiments et des combustibles fossiles qu’ils contenaient, rendant ainsi accessibles à  l’homme des gisements initialement formés à  des profondeurs trop grandes pour permettre leur exploitation.

II 1 LE CHARBON

Le charbon est une roche sédimentaire noire à rougeâtre, souvent friable, tachant les doigts, constituée pour au moins les deux tiers de son volume de débris profondément transformés de végétaux supérieurs, c’est-à-dire d’arbres et de plantes herbacées, le reste étant constitué de minéraux et d’eau. Les niveaux de charbon proprement dit, appelés veines de charbon, ont des épaisseurs qui varient de quelques décimètres à  une dizaine de mètres et des extensions latérales qui vont de la centaine de mètres à  quelques dizaines de kilomètres. Ils ne constituent pourtant qu’un volume de quelques pourcents de l’ensemble des sédiments de la série houillère : ceux-ci sont le plus souvent des argiles contenant très souvent également du kérogène, mais en quantités nettement moins grandes que les charbons, et des grès. Selon le degré de  » cuisson  » naturelle par enfouissement des sédiments initiaux on distingue la tourbe, qui est le sédiment resté près de la surface, à  peine transformé, dans lequel on distingue encore des restes de végétaux, puis le lignite mat, le lignite brillant, la houille, appelée également charbon bitumineux, l’anthracite et enfin la méta anthracite, qui est la variété de charbon la plus cuite. (Durand 2007 : 31).

Le charbon reste une énergie en développement, même si sa part relative décline. L’utilisation est fortement concentrée dans quelques pays : Chine et Etats-Unis consomment à  eux seuls 55% du total mondial, et 75% de la consommation sont effectués dans six pays seulement (2,8 Gt sur 3,7 Gt).

Partout, le développement du charbon est déterminé par le développement de la production d’électricité. Dans les grands pays industriels, l’autre grand usage du charbon est la fabrication d’acier (filière cokéfaction – haut-fourneau) qui a quelques dizaines de belles années devant elle en termes de supériorité technologique.
Dans certains vieux pays charbonniers (Allemagne, Pays de l’Est), le charbon reste utilisé comme énergie de base dans les usages thermiques industriels et de chauffage.
Dans plusieurs pays émergents (Brésil, Chine, Inde), le développement des industries sidérurgique et cimentière (dans une moindre mesure) détermine une part notable des nouveaux besoins de charbon.
Le charbon présente quand même quelques contraintes lourdes à  l’utilisation, notamment environnementales (pollution locale et effet de serre). Il en résulte des coûts de mise en oeuvre pouvant être élevés, se traduisant par une décote de la thermie-charbon.

Mais le charbon continuera de se développer parce que les réserves sont abondantes pour le très long terme (plus de 2 siècles sur la base actuelle de consommation) et diversifiées dans des pays sûrs. En outre, la faiblesse du marché international par rapport aux réserves garantit une certaine stabilité des prix à  moyen terme (quelques décennies).

II 2 LES HYDROCARBURES CONVENTIONNELS

Les hydrocarbures proviennent de la transformation d’une roche riche en matière organique (la roche-mère) par augmentation de la température et de la pression lors de l’enfouissement au cours des temps géologiques.

Dans le cas d’un gisement conventionnel, les hydrocarbures ainsi formés se déplacent en direction d’une roche poreuse et perméable (le réservoir) dans laquelle ils s’accumulent. On a donc des gisements dans lesquels les hydrocarbures sont concentrés. Ils seront extraits au moyen de forages.
Il faut que quatre conditions soient réunies dans une même région :

une couche riche en matière organique (la roche-mère) qui va, par augmentation de pression et de température, se transformer en hydrocarbures ; lorsque la température et la pression augmentent, la matière organique se transforme d’abord en pétrole puis en gaz (principalement du méthane),
une couche poreuse et perméable (le réservoir) dans laquelle les hydrocarbures vont se concentrer et pouvoir être produits,
une couche imperméable (la couverture) qui empêche la migration des hydrocarbures vers la surface,
un piège dans lequel les hydrocarbures vont se concentrer.

Les hydrocarbures se trouvant dans une roche poreuse et perméable et concentrés dans un piège (gisement) sont relativement faciles à  produire.


Schéma simplifié de la géologie des pétroles non conventionnels

Schéma simplifié de la géologie des pétroles non conventionnels

Les hydrocarbures conventionnels sont :

II 2 1 Le Pétrole

A l’état naturel, le pétrole est souvent appelé dans le jargon des techniciens huile, pétrole brut ou même brut.
Le pétrole et ses variétés sont des liquides huileux de viscosité variable (de celle de l’eau à  celle du miel approximativement) ou des solides visqueux. Ils sont initialement le « jus » de la « cuisson » du kérogène au cours de son enfouissement. Le kérogène leur donnant naissance est constitué le plus souvent de débris de végétaux inférieurs, c’est-à -dire d’algues microscopiques et de bactéries. Les gisements exploitables se trouvent dans des roches poreuses et perméables, grès ou calcaire grossier ou fissuré, appelées réservoirs. Le pétrole s’y est accumulé après s’être déplacé au sein des bassins sédimentaires, depuis le sédiment riche en kérogène où il est né, que l’on appelle roche-mère.

Ce déplacement, que l’on appelle migration, a une composante horizontale souvent bien plus importante que sa composante verticale qui peut atteindre plusieurs centaines de kilomètres.

Les profondeurs les plus fréquentes des gisements de pétrole actuellement connus se situent entre 2 et 5 kilomètres environ, mais il en existe à  des profondeurs plus faibles et même très près de la surface. Ils ont dans ce cas été rapprochés de la surface par les phénomènes tectoniques et l’érosion des terrains sus-jacents. Ces gisements à  très faible profondeur ont été découverts les premiers, en particulier à  cause de petites fuites à  la surface du sol que l’on appelle « indices ». Il en existe par contre assez peu au-delà  de 5000 mètres de profondeur, le pétrole étant alors très souvent transformé en gaz par les températures élevées qui y règnent. Il n’y a guère d’espoir, sauf conditions géologiques exceptionnelles, de trouver du pétrole à  des profondeurs supérieures à  10 kilomètres.

II 2 2 Le Gaz Naturel

Le gaz naturel contient essentiellement du méthane (CH4), qui est le plus simple des hydrocarbures. Il a deux origines : la majeure partie, 80% environ, est du gaz thermique tandis que l’autre partie est du gaz bactérien.

Le gaz thermique est comme le pétrole un sous-produit de la  » cuisson  » de débris organiques au cours de leur enfouissement. Formé à  une profondeur un peu plus grande que celle où se forme le pétrole, il contient bien souvent de grandes quantités d’azote (N2), de gaz carbonique (CO2) ou d’hydrogène sulfuré (H2S). Il se présente la plupart du temps dans les gisements sous forme d’une phase fluide comprimée à  l’état dit supercritique, et contient le plus souvent en même temps que le méthane des hydrocarbures qui sont eux aussi gazeux une fois à  l’atmosphère (éthane, propane et butane). Propane et butane sont commercialisés sous forme de gaz de pétrole liquéfié (GPL). Le gaz thermique contient également souvent des hydrocarbures liquides à  l’état dissous. Ces derniers sont commercialisés sous le nom de liquides de gaz naturel (LGN) et comptabilisés avec le pétrole dans la comptabilité internationale.


Schéma simplifié de la géologie des hydrocarbures liquides non conventionnels

Schéma simplifié de la géologie des hydrocarbures liquides non conventionnels

II 3 LES HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS

Les lignes qui suivent doivent beaucoup à  (IFP Energies nouvelles n.d. :1-7)
Une ressource est dite non-conventionnelle lorsque son extraction nécessite un traitement de stimulation (stimulation hydraulique, chimique, etc).
Dans le cas des hydrocarbures non conventionnels, on cherche à  produire des hydrocarbures qui sont très difficiles à  extraire, soit parce qu’ils se trouvent dans des couches très peu perméables ou même restent piégés dans la roche-mère, soit parce que la nature même de ces hydrocarbures les rend peu ou pas mobilisables (sables bitumineux, pétrole lourd ou extra-lourd dont la qualité ne permet pas une exploitation classique).

II 3 1 Liquides

CONTENUS DANS UN RESERVOIR

Les pétroles de réservoirs compacts (tight oils)
Ce sont des hydrocarbures liquides contenus dans des réservoirs très peu poreux et très peu perméables. On parle de « tight oils » quand, pour avoir une production commerciale d’hydrocarbures, il faut « stimuler » le réservoir dès la mise en production. La production de ces « tight oils » nécessite souvent l’emploi de puits horizontaux et de la fracturation hydraulique.
Ces pétroles sont appelés lourds du fait de leur forte densité et d’une très forte viscosité qui rend impossible une extraction classique même dans des réservoirs de bonne qualité. Au début du 20e siècle, ce pétrole visqueux était extrait en carrières. Aujourd’hui, on l’exploite par des puits verticaux et horizontaux mais le rendement reste faible.
Les principales réserves de pétroles lourds ou extralourds se situent au Venezuela et au Canada.
Les sables bitumineux (oil sands, tar sands)
Les sables bitumineux sont composés de sable (le réservoir initial) et de bitume, qui est un mélange d’hydrocarbures très visqueux (voire solide) à  température ambiante. Là  encore, il s’agit d’un gisement conventionnel qui a été porté en surface par des mouvements tectoniques associés à  une érosion. On exploite ces sables bitumineux soit en mines soit en carrières (extraction à  la pelle mécanique et acheminement vers une usine de traitement). Les hydrocarbures ainsi extraits doivent être traités sur place avant d’être acheminés dans une raffinerie. Les principales réserves de sables bitumineux se trouvent dans l’état de l’Alberta au Canada.


Une adroite présentation des ressources non conventionnelles !

Une adroite présentation des ressources non conventionnelles !
CONTENUS DANS UNE ROCHE-MERE

Les schistes bitumineux (oil shales)
Il s’agit d’une roche-mère de très bonne qualité mais qui n’a pas été suffisamment enfouie pour que la matière organique puisse être transformée en hydrocarbures. Pour « exprimer » ces hydrocarbures, il faut réaliser artificiellement ce que la nature n’a pas fait en les chauffant.
Ces « oil shales » sont exploités en carrières ou en mines puis chauffés à  fortes températures (450°C) ; l’huile ainsi formée est ensuite recueillie. Le rendement énergétique de ce type de pétrole non conventionnel n’est pas bon, une grande partie de l’énergie produite servant à  chauffer la roche. La production de ce type de pétrole est très occasionnelle et ne s’est développée que dans les périodes de conflit : c’est le « pétrole de guerre ».
Les pétroles de schistes (shale oil)
Dans ce cas, l’enfouissement de la roche-mère a été suffisant pour transformer la matière organique en hydrocarbures liquides. Ces hydrocarbures liquides restent piégés dans la roche-mère, qui est très peu poreuse et imperméable. L’exploitation de ces hydrocarbures liquides piégés nécessite alors l’utilisation de forages horizontaux et de la technique de fracturation hydraulique pour augmenter artificiellement la perméabilité de la roche. L’exploitation de ces pétroles de schistes n’a été rendue possible que par les avancées technologiques mises au point sur les gaz de schistes.
Actuellement, seul le bassin de Williston (à  la frontière Etats-Unis-Canada) produit ce type d’hydrocarbures non conventionnels ; sa production a commencé au début des années 2000 et se développe très rapidement.

II 3 2 Gazeux

Dans le cas des gaz non conventionnels, le méthane est piégé dans des roches très peu poreuses et imperméables, ce qui ne permet pas une exploitation classique.

L’appellation « gaz non conventionnels » recouvre principalement trois types de ressources gazières : le gaz de schiste (ou shale gas), le tight gas et le gaz de charbon (ou coal bed methane) Ce n’est pas leur nature chimique qui les distingue du gaz « conventionnel » (il s’agit dans tous les cas de gaz naturel), mais les caractéristiques géologiques de la roche qui les contient.Gaz de schiste et tight gas : le défi de la perméabilité

Dans le sous-sol, les hydrocarbures (gaz, mais aussi pétrole) sont piégés dans des roches dites « réservoir ». Malgré cette appellation, il ne s’agit pas de vastes poches continues, mais de minuscules pores entre les grains qui forment la matrice de cette roche.

La qualité d’une roche réservoir est caractérisée par sa porosité et sa perméabilité.

La porosité représente l’espace entre les grains, et donc sa capacité à stocker un hydrocarbure, liquide ou gazeux. Un réservoir très poreux pourra donc receler un gros volume de pétrole ou de gaz. Mais cela ne suffit pas. Encore faut-il qu’il laisse ces fluides circuler, autrement dit que les pores soient connectés entre eux. C’est la perméabilité qui mesure cette aptitude de la roche à se laisser traverser par le gaz ou le pétrole.

Les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas ont en commun d’être piégés dans des roches de très faibles perméabilités. Des roches ultra-compactes qui interdisent, ou limitent très fortement, la circulation du gaz (TOTAL) .

LES GAZ NON CONVENTIONNELS CONTENUS DANS UN RESERVOIR

 

Les gaz de réservoirs compacts sont des hydrocarbures gazeux contenus dans des réservoirs très peu poreux et très peu perméables. Pour les produire, il faut stimuler le réservoir par fracturation hydraulique.

LES GAZ NON CONVENTIONNELS CONTENUS DANS UNE ROCHE-MERE

Les « Tight Gas »
Ce sont des hydrocarbures gazeux contenus dans de très mauvais réservoirs. Des techniques de production visant à  accroître artificiellement la perméabilité du réservoir au voisinage du puits de production pour faciliter l’écoulement du gaz doivent donc être mises en oeuvre pour extraire le gaz du gisement.

Le gaz de houille (Coalbed methane ou CBM)
Le gaz de houille est le gaz naturel absorbé naturellement dans les charbons : c’est le « grisou » des mineurs.
(Mais bien sà»r, il ne faut pas confondre cette ressource naturelle souterraine avec le gaz de synthèse que l’on peut obtenir en surface par traitement chimique du charbon ou du bois). Ici, le gaz se situe dans des veines de charbon qui constituent à  la fois la roche mère (où s’est formé le gaz) et la roche-réservoir (où il est stocké). Le gaz est essentiellement du méthane. Il est contenu dans le charbon, un peu sous forme libre dans les espaces existant au sein de la veine de charbon, mais pour l’essentiel il est adsorbé (fixé chimiquement) sur les molécules de matières organiques. Le charbon constitue un excellent stockage de gaz : pour un même volume, le charbon retient en moyenne 5 fois plus de gaz qu’un réservoir gazier conventionnel.
Les réserves gazières de CBM sont contenues dans des couches relativement horizontales et étendues géographiquement. L’enjeu dans le cas de CBM n’est pas principalement une question d’exploration : la localisation des principaux bassins charbonniers est aujourd’hui assez bien connue dans le monde.
Cette ressource fait l’objet de productions commerciales dans différents pays (depuis plusieurs années aux Etats-Unis et au Canada, puis plus récemment en Australie et en Chine, à  l’étude en Indonésie et en Russie).


Schéma de production de gaz de charbon

Schéma de production de gaz de charbon
Source : (TOTAL)

Le gaz de schistes (shale gas)
Les gaz de schistes sont des gaz formés principalement par du méthane contenu dans des roches argileuses ayant une forte teneur en matière organique. Ces argiles (en fait souvent un mélange d’argiles, de silts ou de carbonates) ont été suffisamment enfouies pour que la matière organique ait été transformée en gaz. Une grande partie de ce gaz reste piégée dans les argiles car elles sont presque imperméables. Il faut donc les fracturer artificiellement pour produire ce gaz.
Le potentiel de production en gaz est d’autant plus important que la roche-mère est initialement riche en matière organique, que son enfouissement a été suffisant et que la composition minéralogique des argiles permet une fracturation naturelle ou artificielle efficace. Quand les couches contenant du gaz de schistes sont portées à  l’affleurement, le méthane s’exprime sous forme gazeuse, créant des indices de gaz qui peuvent s’enflammer spontanément.
Contrairement aux accumulations conventionnelles qui forment un gisement ponctuel sous un volume relativement concentré, une couche de  » shale gas  » a une importante extension géographique. Son épaisseur est très variable selon les bassins : de quelques dizaines à  quelques centaines de mètres. Dans un même bassin régional, la couche est susceptible de présenter, selon les zones, des variations significatives d’épaisseur et de qualité.
Les quantités de schistes bitumineux sont très importantes, plus même que celles de charbon, mais la quantité d’huile que l’on peut en tirer représente seulement 5 à  10% du poids de la roche : la compagnie Shell a récemment évalué à  environ 230 Gt la quantité d’huile de schistes qui pourrait être produite au total à  partir des gisements éventuellement exploitables de schistes actuellement connus, ce qui est considérable, 70% de cette quantité pourraient être produits aux Etats-Unis, en particulier à  partir du gisement des Green River Shales dans le Colorado, qui est de très loin le plus grand gisement du monde. La reprise de son exploitation est donc envisagée périodiquement.

Le schiste bitumineux peut également être brûlé tel quel mais la qualité énergétique du combustible est alors amoindrie.

Les traitements à  appliquer aux roches sont longs et coûteux. Par ailleurs, l’extraction et le traitement du combustible sont dommageables pour l’environnement. Les eaux utilisées au sein des mines sont acidifiées et enrichies en métaux. D’importants rejets de gaz sulfurés et de particules polluent considérablement l’atmosphère. De plus, la production de pétrole à  partir des schistes produit une plus grande quantité de C02 que l’industrie pétrochimique classique.

 

 

III LES ÉNERGIES RENOUVELABLES

Les énergies renouvelables (EnR) contribuent à  hauteur d’environ 16% (dont biomasse 10% et hydroélectricité 5,5%) à  l’approvisionnement énergétique mondial si l’on tient compte des énergies  » non commerciales  » que sont les différentes formes de biomasse (bois, déchets végétaux et animaux) utilisées directement par les particuliers sans qu’il en soit tenu de comptabilité. Ces énergies non commerciales sont la source principale d’énergie dans les pays en voie de développement.
Les autres EnR (éolienne, solaire, géothermique, marémotrice…) sont nombreuses mais n’apportent pour l’instant qu’une contribution insignifiante, au mieux 0,5%, à  cet approvisionnement. De celles-ci, l’énergie solaire est la seule à  avoir un potentiel vraiment important et il y a bon espoir qu’elle pourra devenir un contributeur très significatif grâce au progrès technologique, mais pas avant plusieurs dizaines d’années. L’énergie géothermique pourrait avoir une contribution substantielle, à  condition que les essais en cours pour la mise en oeuvre de la récupération de la chaleur des roches profondes soient concluants. Parmi les produits issus de la biomasse (ex-biomasse) les biocarburants actuels dits de première génération, biodiesel et éthanol, ne peuvent à  l’heure actuelle contribuer de manière importante à  l’approvisionnement en carburants, mais cela sera peut-être possible avec les biocarburants de deuxième génération (plante entière).

La biomasse, en particulier le bois-énergie, et l’hydroélectricité resteront encore longtemps les principales énergies renouvelables.

Energie Potentiel technique mondial annuel Production/consommation annuelle mondiale Potentiel technique annuel en France Production/consommation annuelle en France
Hydraulique 8000 TWhe 3000 TWhe (2005) 80 TWhe 60 TWhe (2005)
éolienne 50 000 TWhe* 95 TWhe (2005) 140 TWhe* 1 TWhe (2005)
Marémotrice 500 TWhe 750 MWhe (2005) 500 MWhe 500 MWhe (2005)
Photovoltaïque très élevé* 3 TWhe (2005) très élevé* négligeable
Solaire thermodynamique très élevé* 0,85 TWhe (2002) faible nulle
Solaire (Chaleur) très élevé* 2 Mtep (2002) très élevé négligeable
Géothermique (électricité)) 25 000 TWhe** ? 70 TWhe (2005) 50-75 TWhe** ? 100 GWhe (2006)
Géothermique (chaleur) 2 Gtep- ? 4,2 Mtep (2002) 10 Mtep** 0,12 Mtep
Biomasse 3 Gtep 1,25 Gtep (2005),dont 0,65 Gtep non commerciale 30 Mtep 9 Mtep (2005)
Dont bio gaz 140 Mtep ? 15 TWhe (2002) 1 Mtep ? négligeable
Dont biocarburants de première génération 200 Mtep ? 22 Mtep (2005) 2,5 Mtep 0,5 Mtep (2005)
dont biocarburants de deuxième génération 1 Gtep nulle 10 Mtep nulle
*Sous réserve de vaincre l’obstacle de l’intermittence, c’est-à -dire de pouvoir augmenter de un à  deux ordres de grandeur les capacités massiques des stockages d’électricité, ce qui sera peut-être impossible.
**non strictement renouvelable sur le long terme, mais probablement disponible annuellement pendant quelques siècles, sous réserve de faisabilité des Systèmes Géothermaux Améliorés.
Rappel pour Comparaison – consommation mondiale d’énergie primaire commerciale : 11,6 Gtep en 2005, dont 17 500 TWhe d’électricité, soit l’équivalent de 3,9 Gtep ; pour la France, 275 Mtep, dont 460 TWhe d’électricité soit l’équivalent de 100 Mtep.

IV PRODUCTION ET CONSOMMATION ACTUELLES D’ÉNERGIE

IV 1 LA PRODUCTION D’ÉNERGIE : ÉVOLUTION 1971-2011

IV 1 1 Données globales

La production totale d’énergie est passée de 6109 MTep en 1971 à  13 113 MTep en 2011, soit une multiplication par un facteur d’un peu plus de 2 en 40 ans. Cette augmentation est surtout le fait des émergents ; celle des pays de l’OCDE durant la même période est de 40 %.

Alors que les quantités absolues de toutes les productions sont à  la hausse :
-la part relative des produits pétroliers est passée de 46 à  31,5 % ;
-la part du charbon et de ses dérivés est passée dans le même laps de temps de 24,6 à  28,8 % ;
-celle du gaz naturel de 16 à  21,3 % ;
-celle du nucléaire de 0,9 à  5,1 %.
Pétrole, charbon et gaz naturel représentent 80 % de la production d’énergie ; les renouvelables environ 1%.


Évolution sur les 30 dernières années de l'offre totale d'énergie primaire dans le monde

Évolution sur les 30 dernières années de l’offre totale d’énergie primaire dans le monde

Les 20 principaux producteurs d'énergie primaire en 2011

Les 20 principaux producteurs d’énergie primaire en 2011

Pour les pays de l’OCDE, les parts relatives évoluent comme suit :
-produits pétroliers : de 52,6 à  36,1 % ;
-charbons et dérivés : de 28,8 à  19,5 % ;
-gaz naturel de 18,9 à  25,7 % ;
-nucléaire : de 1,3 à  9,7 %


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L’offre d’énergie primaire dans les pays de l’OCDE

IV 1 2 Par régions géographiques

-les pays de l’OCDE ont le taux de croissance le plus faible ; leur part relative diminue de 61,3 % à  40,5 % ;
-la production chinoise explose : sa part relative augmente de 7 % à  20,9 % ;
-l’Asie aussi, mais moins fortement ; sa part relative passe de 5,5 % à  12,1 % ;
-l’Afrique émerge, passant de 3,5 à  5,1 %


L'offre d'énergie primaire par régions du monde

L’offre d’énergie primaire par régions du monde

IV 1 3 Par types de combustibles

Les produits pétroliers connaissent une augmentation en volume de 44,3 % (de 2 869 à  4 142 MTep) ; les principaux producteurs sont l’Arabie Saoudite, la Russie et les Etats-Unis. Les principaux exportateurs : l’Arabie Saoudite, la Russie et l’Iran. Les principaux importateurs sont les Etats-Unis, la Chine et le Japon.

Le gaz naturel connaît une augmentation de 80,1 % (1 226 milliards de m3 à  3 435) ; les principaux producteurs sont les Etats-Unis, la Russie et le Qatar. Les principaux exportateurs la Russie, le Qatar et la Norvège. Les principaux importateurs : le Japon, l’Allemagne et l’Italie.

Le charbon connaît une véritable explosion : plus 155 % (soit une multiplication par 2,5, passant de 3073 millions de tonnes à  7831) ; les principaux producteurs sont : la Chine, les Etats-Unis et l’Inde. Les principaux exportateurs sont : l’Indonésie, l’Australie et les Etats-Unis. Les principaux importateurs sont : la Chine, le Japon et l’Inde.

C’est naturellement le nucléaire qui connaît l’augmentation la plus forte, passant de 203 térawatt-heures à  2595, soit une multiplication par 12,7 ! Les principaux producteurs d’électricité nucléaire sont : les Etats-Unis, la France et la Russie. Pour ce qui concerne la part du nucléaire dans la production électrique, la France vient largement en tête devant l’Ukraine et la Corée.


Évolutions comparées de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon

Évolutions comparées de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon

IV 2 LA CONSOMMATION FINALE D’ÉNERGIE : ÉVOLUTION 1971-2011

IV 2 1 Données générales

La consommation finale d’énergie reflète naturellement pour une grande part les évolutions démographiques.

Elle passe sur la même période de 4 674 millions de Tep à  8 918, soit une multiplication par 1,9, un tout petit peu moins que la production.
-La consommation de charbon est sensiblement stagnante (le charbon sert surtout à  faire de l’électricité) ;
-les produits pétroliers connaissent une légère augmentation : cela est naturellement du à  l’expansion des transports ;
-production électrique, biocarburants et gaz naturels augmentent sensiblement.

Par zone géographique, l’OCDE voit sa part relative de la consommation mondiale passer de 60,4 % à  41 %, conséquence de sa maturité démographique.
La part de la Chine passe de 7,9 % à  18,4 %. Le reste de l’Asie suit, pas très loin : de 6,3 à  12,5 %.

Pour ce qui concerne les grands secteurs d’activité, 60 % du pétrole va à  celui des transports, 9 % à  l’industrie, 12 % à  l’agriculture et autre usages ; le gaz naturel est utilisé pour  36,7 % par l’industrie, 44 % par des usages agricoles et autres. L’électricité va à 42 % à l’industrie, et pour 55,8 % à un ensemble comprenant agriculture, résidentiel, et non spécifié.


Consommation totale finale d'énergie dans le monde

Consommation totale finale d’énergie dans le monde

IV 2 2 Par secteurs


Évolutions entre 1973 et 2011 des parts relatives de consommation de charbon, du pétrole et de l'électricité

Évolutions entre 1973 et 2011 des parts relatives de consommation de charbon, du pétrole et de l’électricité

IV 3 L’ÉVOLUTION DES PRIX DE L’ÉNERGIE DE 1991 A 2013

Jusqu’au début des années 2000, les prix réels de l’énergie sont relativement stables. Une tendance à la hausse se manifeste depuis 2005 de manière assez sensible.
Les prix montrent une grande volatilité : la volatilité des prix rend les choix d’investissement difficiles, or l’énergie est un secteur extrêmement capitalistique, à investissements très lourds ; nous reviendrons plus loin sur cette question.


Évolution du prix du pétrole brut et des produits pétroliers

Évolution du prix du pétrole brut et des produits pétroliers

Après avoir examiné la situation actuelle des productions et consommations d’énergie, nous allons nous intéresser aux évolutions prévisibles.

V UN PEU DE PROSPECTIVE

Les éléments rassemblés ci-dessous présentent les points de vue des organismes officiels, qui s’appuient pour l’essentiel sur les prolongations de tendance ; en examinant la question spécifique du pétrole, compte tenu de son rôle stratégique dans le secteur et l’économie en général, nous verrons que la prolongation de tendance est loin de faire l’unanimité, mais aussi que les éléments de discussion peuvent à leur tour être mis en question. En deux mots comme en cent, la prospective en matière énergétique est hautement incertaine.

V 1 L’ÉTAT DE L’ART : LES PROSPECTIVES ACTUELLES

Selon l’Agence internationale de l’Energie, (IEA 2013) la demande mondiale d’énergie pourrait augmenter d’un tiers de 2011 à  2035 et ce pour toutes les formes d’énergie, mais les politiques gouvernementales peuvent en influencer le rythme. La part des combustibles fossiles dans le mix énergétique mondial diminuerait seulement de 82% à 76% en 2035. Les sources d’énergie à  faible émission de carbone (énergies renouvelables et nucléaires) pourraient représenter autour de 40% de la croissance de la demande d’énergie primaire. Près de la moitié de l’augmentation nette de la production d’électricité provient de sources d’énergie renouvelables.

Des données établies de longue date dans le secteur de l’énergie sont en complète redéfinition ; les pays échangent leurs rôles : les importateurs sont de plus en plus exportateurs … et les exportateurs actuels sont à  l’origine de la demande croissante.
De nouvelles options d’approvisionnement redistribuent les cartes relatives à la répartition des ressources, mais les solutions à  long terme aux défis mondiaux ne sont pas connues.
Malgré un recentrage des politiques publiques sur l’efficacité énergétique, les émissions de CO2 devraient continuer d’augmenter ;
Le monde de l’énergie se trouve dans une période prolongée de prix élevés du pétrole, sans précédent dans l’histoire du marché

Les prix des combustibles fossiles ont en effet atteint des niveaux records en termes réels au cours de la dernière décennie. Les prix réels annuels moyens du pétrole sur les cinq années 2007-11 ont été de 220 % supérieurs à  la moyenne de la période 1997-2001 ; pour le charbon, l’augmentation a été de 141 % et pour le gaz de 95 %. Ces mouvements de prix à  long terme conduisent inévitablement à  des réponses de la demande et de l’offre.

V 1 1 Un basculement géographique

Le centre de gravité de la demande énergétique mondiale bascule résolument vers les économies émergentes, qui représentent plus de 90% de la croissance nette de la demande d’énergie à  l’horizon 2035. La croissance de la demande énergétique en Asie sera pilotée par la Chine durant cette décennie, relayée par l’Inde et, dans une moindre mesure, l’Asie du Sud-Est après 2025. Le Moyen-Orient apparaît comme un grand consommateur d’énergie, avec sa demande croissante de gaz équivalente a plus que la totalité de la demande de gaz de l’OCDE : en 2020, le Moyen-Orient sera le deuxième plus grand consommateur de gaz et le troisième plus grand consommateur de pétrole en 2030, ce qui nécessitera de redéfinir son rôle sur les marchés de l’énergie.


Prospective par pays de la demande d'énergie

Prospective par pays de la demande d’énergie

Le commerce de l’énergie mondiale est réorienté dans le bassin de l’Atlantique à  la région Asie-Pacifique. Alors que la Chine va devenir le plus grand importateur de pétrole, l’Inde sera le premier importateur de charbon au début des années 2020. Concernant les Etats-Unis, l’amélioration de l’efficacité énergétique et un boom dans le pétrole et le gaz non conventionnels donnent à penser que la quasi-totalité de leurs besoins énergétiques (en termes d’équivalent énergétique) sera satisfaite à partir de ressources nationales en 2035 .

L’offre des pays hors OPEP jouera un rôle majeur dans la satisfaction de la croissance de la demande pétrolière de cette décennie, mais l’OPEP jouera un rôle beaucoup plus important après 2020. La technologie ouvrira de nouveaux types de ressources pétrolières et améliorera le taux de récupération des gisements existants, faisant grimper les estimations de la quantité de pétrole disponible. Mais cela ne signifie pas que le monde est à  l’aube d’une nouvelle ère d’abondance du pétrole : c’est le prix du pétrole en croissance constante, qui pourrait atteindre 128 $ le baril (en dollars de 2012 ans) en 2035, qui soutiendra le développement de ces nouvelles ressources.


Évolution comparée des prix de l'énergie primaire

Évolution comparée des prix de l’énergie primaire

V 1 2 Une évolution lente du mix énergétique

Les prix de l’énergie jouent un rôle capital dans l’élaboration de la réponse du système à la demande croissante, de même que dans la technologie mondiale et la politique de définition du mix de combustibles de chaque pays. Les combustibles fossiles convergeront vers une part de marché de 26-28 % chacun, le groupe des énergies non – fossiles vers une part de 6-7%. Les combustibles gazeux et non – fossiles gagneront des parts au détriment du charbon et du pétrole. Le pétrole suit une tendance à long terme de diminution de sa part de marché, de plus en plus concentrée dans les secteurs d’où sera extraite la plus grande valeur. Les gaz restent sur une tendance modeste mais régulière de gain de leur part de marché. La courbe de croissance du charbon va commencer à  s’inverser rapidement , avec une baisse tendancielle évidente en 2020.

Un mix énergétiques qui change lentement : le mix actuel compte une part des combustibles fossiles à  hauteur de 82 %, la même qu’il y a 25 ans ; une forte augmentation des énergies renouvelables ne réduira cette part qu’aux alentours de 75 % en 2035.

L’ampleur de la croissance future de la demande mondiale de charbon est incertaine, notamment en raison de la sévérité variable des politiques environnementales. Dans les nouveaux scénarios, l’utilisation du charbon des pays de l’OCDE diminue d’un quart en 2035 à mesure que le charbon est retiré de la production d’électricité. En revanche, la demande de charbon augmente d’un tiers dans les pays non membres de l’OCDE – principalement en Inde, en Chine et dans la région ASEAN – bien que la Chine atteindra probablement un plateau après 2025. Globalement, le charbon reste la principale source de production d’électricité, bien que sa part relative diminue de 41 % à 33 % en 2035.


Évolution prévisible d'ici 2035 du mix énergétique

Évolution prévisible d’ici 2035 du mix énergétique

Les émissions de gaz à effet de serre des pays non OCDE prennent une part croissante dans le total de ces émissions, quoique les niveaux par tête seront en 2035 seulement la moitié de ceux de l’OCDE.
En tant que responsable de deux tiers des émissions mondiales de gaz à  effet de serre, le secteur de l’énergie jouera un rôle essentiel dans l’atteinte ou non des objectifs poursuivis en matière de réchauffement climatique. Les émissions de dioxyde de carbone liées à  l’énergie augmenteront de 20 % à hauteur de 37,2 Gt dans les nouveaux scénarios, laissant le monde sur la voie d’une augmentation de la température moyenne à  long terme de 3,6°C.


Évolution prévisible des émissions de gaz à effet de serre

Évolution prévisible des émissions de gaz à effet de serre

V 1 3 Des évolutions sectorielles bouleversées

La consommation de pétrole augmente, mais dans un ensemble de marchés en rétrécissement ; la Chine sera le plus gros consommateur de pétrole en 2030, à  mesure que les pays de l’OCDE diminuent la leur ; la demande est concentrée sur les transports, où l’usage du diesel bondit à  5,5 milliards de barils par jour, et sur la pétrochimie.


Évolution à 2035 de la demande de pétrole par grands secteurs économiques

Évolution à 2035 de la demande de pétrole par grands secteurs économiques

Des temps troublés se préparent pour le secteur de la raffinerie : de plus en plus de pétrole ne passe pas par le système de raffinage, et des nouvelles capacités dans les marchés croissants non OCDE mettent la pression sur les raffineries existantes, spécialement en Europe.


Un secteur en difficulté croissance : le raffinage

Un secteur en difficulté croissance : le raffinage

La Chine et l’Inde construiront ensemble près de 40 % des capacités nouvelles du monde ; dans les pays de l’OCDE, 60 % des capacités additionnelles remplaceront des équipements retirés.
L’expansion des énergies renouvelables dépend des subventions qui vont plus que doubler jusqu’à  2035 ; l’addition de l’éolien et du solaire aura des implications sur le marché de l’énergie et ses coûts.


Évolution prévisible des énergies renouvelables

Évolution prévisible des énergies renouvelables

La réalisation de l’accès universel aux énergies modernes demeure impératif ; les subventions aux combustibles fossiles continuent de fausser les marchés de l’énergie. En 2011, près de 1,3 milliard de personnes dans le monde n’ont pas accès à l’électricité et plus de 2,6 milliards comptaient sur l’utilisation traditionnelle de la biomasse pour la cuisson des aliments. Plus de 95% étaient situés en Asie et en Afrique sub-saharienne. Le coût global des subventions aux combustibles fossiles se monte à quelque 544 milliards de dollars en 2012 en dépit des efforts de réforme. Le soutien financier aux énergies renouvelables se monte à 101 milliards de dollars.

Les différences régionales dans les prix du gaz naturel se rétrécissent actuellement mais à de hauts niveaux et qui le resteront jusqu’en 2035 ; les différentiels de prix sur l’électricité persisteront aussi.


Prix comparés du gaz naturel et de l'électricité par grandes régions du monde

Prix comparés du gaz naturel et de l’électricité par grandes régions du monde

Les Etats-Unis, ainsi que les principales économies émergentes, augmenteront leurs parts de marché à  l’exportation pour les produits consommateurs d’énergie, tandis que l’UE et le Japon subiront une forte baisse.

Les gaz naturels liquides (GNL) en provenance des Etats-Unis ne pourront ébranler les marchés du gaz naturel ; la fourniture de nouveaux GNL accélérera le mouvement vers un marché mondial plus interconnecté, mais les coûts élevés du transport empêcheront d’atteindre un prix unique mondial du gaz.


Évolution prévisible à l'horizon 2030 de l'efficacité énergétique par grandes régions du monde

Évolution prévisible à l’horizon 2030 de l’efficacité énergétique par grandes régions du monde

A noter la tendance de long terme à  la baisse et la convergence des intensités énergétiques (quantité d’énergie consommée par unité de PIB) des grandes régions du monde. Les prix actuels élevés de l’énergie et l’intégration mondiale renforcent cette tendance.

La consommation mondiale d’énergie par unité de PIB est de 31% inférieure en 2030 à  celle de 2011, diminuant de 1,9% par an, ce même taux étant de 1,0% sur la période 2000-2010. L’intensité énergétique devrait accélérer encore après 2020, avec une moyenne de 2,2% par an pour 2020-30, résultats du en grande partie à la Chine qui passera à un mode de développement moins énergivore.

L’impact de la baisse de l’intensité énergétique s’apprécie aussi dans le rapport inverse PIB/consommation d’énergie. Sans la baisse de l’intensité projetée, le monde aurait besoin d’un presque doublement de son approvisionnement d’ici 2030 pour soutenir la croissance économique, à  comparer à  l’augmentation de 36% seulement estimée.

V 2 SYNTHÈSE

L’évolution des besoins mondiaux devient très imprécise après 2030. On considère que les pays émergents auront partiellement mené à  bien leurs efforts d’équipement et que la hausse de consommation sera plus modérée et compensée partiellement par une baisse dans les pays industrialisés de l’OCDE. Notons que les baisses annoncées de consommation par unité de PIB ne seront pas significatives en cas d’augmentation importante de ces PIB (comme par exemple en Chine).

Le World Energy Outlook (WEO) de l’AIE présente trois scénarios assez différents et insiste sur la solution moyenne  » nouvelle politique  » qui maintiendrait jusque vers 2035 (ou augmenterait au plus de 10 %) les niveaux de consommation actuels, gràce à  une amélioration continue des efficacités énergétiques et au progrès des énergies renouvelables (hydraulique, biomasse), ainsi que du nucléaire. Ces hypothèses sont conditionnées par l’effet des Incitations gouvernementales. L’application des mesures permettant de lutter contre un réchauffement climatique limité à  2 C est très incertaine il faudrait maintenir la fraction volumique de CO2 dans l’atmosphère à  une valeur inférieure à 450 ppm, (alors qu’elle est déjà  à  390 ppm), c’est-à-dire diviser par deux les émissions mondiales de GES d’ici 2050. Cet objectif est jugé peu réaliste, surtout depuis le sommet de Copenhague.

Compte tenu du faible niveau des découvertes actuelles, on prévoit au-delà  de 2030 une diminution des extractions de pétrole, compensée partiellement par une progression des carburants alternatifs, obtenus par synthèse GtL, et CtL (Chine…) sauf mise en place (peu probable) de contraintes environnementales impératives liées aux productions de ces derniers. Les techniques biotechnologiques de première et deuxième générations pourraient être limitées par les manques d’eau et de surfaces mobilisables, les techniques plus évoluées (micro-algues…) sont encore au niveau R&D, mais elles constituent un espoir majeur pour les carburants à  carbone compensé (Académie des sciences 2012 :179-80)(Ac sciences 2012 :179-80) .

VI ÉNERGIE ET CLIMAT

La communauté internationale a en principe comme objectif de limiter la hausse des températures moyennes à  2°C à  long terme, ce qui nécessite que la concentration atmosphérique en gaz à  effet de serre ne dépasse pas les 450ppm2 et que les émissions de gaz à  effet de serre soient divisées par deux par rapport à  leur niveau de 1990 à  l’horizon 2050, soit qu’elles soient divisées par trois par rapport à  leur niveau actuel.
En 2010, les émissions du secteur énergétique s’établissaient à  plus de 30 milliards de tonnes de CO2, soit 50 % de plus qu’en 19903. La Chine est le plus gros émetteur depuis 2007 représentant 40 % des émissions de CO2 liées à  l’énergie, devant les Etats-Unis ; ils représentent à  eux deux plus de 40 % des émissions mondiales. Les politiques actuellement mises en oeuvre (y compris les engagements de Cancun) sont de fait insuffisantes pour tenir l’objectif que s’est fixé la communauté internationale. L’AIE estime par exemple, dans son scénario  » nouvelles politiques  » du World Energy Outlook 2011, que ces mesures induisent une trajectoire conduisant à  une hausse de la température à  long terme d’au moins 3,5°C. L’AIE met par ailleurs en garde contre le retard croissant de mise en oeuvre d’une politique climatique ambitieuse qui conduit à  la poursuite d’investissements énergétiques inadaptés, trop émetteurs de gaz à  effet de serre : les infrastructures actuelles ou en construction (centrales électriques, bà¢timents, usines) qui ne seront pas encore arrivées en fin de vie en 2035 et à  supposer qu’elles fonctionnent encore, produiront à  cette date 80 % du volume d’émissions de gaz à  effet de serre compatible avec le scénario  » 450 ppm « , et si aucune mesure n’est prise d’ici 2017, les infrastructures qui seront en place à  ce moment produiront en 2035 100 % des émissions de GES qu’autorise le scénario  » 450 ppm « , ce qui veut dire que les installations décidées après cette date devraient être  » à  émissions négatives « .
L’enjeu climatique requiert donc de moins recourir aux énergies carbonées, ce qui nécessite de réduire la demande d’énergie et de développer davantage les énergies décarbonées. L’utilisation des énergies fossiles resterait en partie compatible avec l’objectif de décarbonisation grâce au captage et au stockage du carbone. L’enjeu climatique incite par conséquent à  un changement radical du mix énergétique mondial qui doit toutefois être envisagé au regard des autres enjeux énergétiques majeurs (Percebois, Mandil, 2012).

VI 1 LES GAZ À EFFET DE SERRE

Plusieurs gaz contribuent au changement climatique. Le protocole de Kyoto vise à  limiter les émissions de six d’entre eux, responsables de l’essentiel du réchauffement planétaire. Les trois plus importants sont le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4) et l’hémioxyde d’azote (N20), qui comptent actuellement pour 98 % des émissions de GES visés par le protocole de Kyoto. Les autres gaz, hydrofluorocarbones (HFC), perfluorocarbones (PFC) et hexafluorure de soufre (SF6), représentent moins de 2 %, mais leurs émissions totales tendent à  augmenter. Ces gaz ont différents potentiels de réchauffement et différentes durées de vie dans l’atmosphère. Outre ces six GES, plusieurs autres substances atmosphériques ont un effet de réchauffement (les chlorofluorocarbones, ou CFC, par exemple, ou de refroidissement (les aérosols sulfatés, par exemple).


Évolutions passées des émissions de gaz à effet de serre

Évolutions passées des émissions de gaz à effet de serre
Source :

Émissions de gaz à effet de serre par secteurs de l'économie

Émissions de gaz à effet de serre par secteurs de l’économie

Les émissions mondiales de GES ont été multipliées par deux depuis le début des années 70, du fait principalement de la croissance économique et de l’utilisation grandissante d’énergies fossiles dans les pays en développement.


Émissions de CO2 par tête, par pays et régions du monde en 2007

Émissions de CO2 par tête, par pays et régions du monde en 2007

Historiquement, les pays de l’OCDE ont été à  l’origine de l’essentiel des émissions de CO2 mais la part du Brésil, de la Russie, de l’Inde, de l’Indonésie, de la Chine et de l’Afrique du Sud (BRIICS) dans les émissions mondiales de GES s’est accrue, passant de 30 % dans les années 70 à  40 % aujourd’hui.
Dans l’ensemble, les concentrations moyennes mondiales des divers gaz à  effet de serre dans l’atmosphère n’ont cessé d’augmenter depuis que des données sont enregistrées. En 2008, la concentration de l’ensemble des GES visés par le protocole de Kyoto représentait 438 parties par million (ppm) d’équivalent-CO2 (éq.-CO2) soit 58 % de plus qu’avant l’ère industrielle. Ce chiffre est très proche du seuil de 450 ppm associé à  une probabilité de 50% de dépasser l’objectif d’un changement de 2°C de la température moyenne mondiale.

VI 1 1 Emissions de CO2.

Les émissions de CO2 suivent la même progression que la production énergétique : entre 1973 et 2011, elles passent de 15 628 Mt de CO2 à  31 432, soit une multiplication par deux.
Dans le même laps de temps, la part relative du charbon dans les émissions de CO2 est passée de 35 à  44 %, celle du pétrole d’un peu plus de 50 % à  35,3 %, celle du gaz naturel de 14,4 % à  20,2 %.
Par régions, la Chine et l’Europe de l’Est sont de gros émetteurs ; la Chine et l’Asie voient leur part relative dans les émissions de CO2 passer de 5,8 à  25,5 % et 3,1 à  11,1 %. Cette augmentation est due pour partie aux délocalisations opérées par les pays de l’OCDE de leurs industries polluantes, mais aussi à  l’augmentation de population qu’ont connue ces pays.


Émissions de CO2 par type de combustibles

Émissions de CO2 par type de combustibles

Les émissions de CO2 représentent aujourd’hui environ 75 % des émissions mondiales de GES. Bien que les émissions mondiales de CO2 aient reculé de 1,5 % en 2009, sous l’effet de la récession économique, les évolutions n’ont pas été les mêmes selon les pays : les émissions des pays en développement ont continué de progresser de 3 %, la Chine et l’Inde arrivant en tête, alors que celles des pays développés ont fortement régressé – de 6,5 %. La plupart des émissions de CO2 sont à  mettre au compte de la production d’énergie, la combustion des combustibles fossiles comptant pour les deux tiers des émissions mondiales de CO2. Les indications concernant les tendances de 2010 donnent à  penser que les émissions de CO2 liées à  l’énergie rebondiront pour atteindre le niveau sans précédent de 30,6 gigatonnes (Gt) de CO2, enregistrant ainsi une hausse de 5 % par rapport au précédent record atteint en 2008. Le ralentissement des émissions observé dans la zone de l’OCDE a été plus que compensé par la hausse des émissions dans les pays non membres, principalement en Chine – pays dont les émissions de GES liées à l’énergie dépassent celles de tous les autres pays depuis 2007.

Les émissions résultant de la combustion de combustibles fossiles étaient imputables au charbon (43 %), au pétrole (37 %) et au gaz naturel (20 %). La rapide croissance économique observée à  l’heure actuelle dans les BRIICS est en grande partie tributaire du développement des centrales au charbon à  forte intensité de carbone, sachant que les réserves de charbon sont importantes. Bien qu’en termes économiques l’intensité des émissions (définie comme l’utilisation d’énergie rapportée au PIB) varie sensiblement selon les régions, les émissions de CO2 augmentent un peu plus lentement que le PIB dans la plupart des pays de l’OCDE et des économies émergentes. En d’autres termes, on assiste à  un relatif  » découplage  » des émissions de CO2 et de la croissance économique.


Émissions de CO2 par régions du monde entre 1973 et 2011

Émissions de CO2 par régions du monde entre 1973 et 2011

Par habitant, les pays de l’OCDE continuent d’émettre bien davantage de CO2 que la plupart des autres régions du monde, puisqu’en 2008 leurs émissions de CO2 par habitant s’élevaient en moyenne à  10,6 tonnes, contre 4,9 tonnes pour la Chine, et 1,2 tonnes en Inde.


Évolutions comparées des émissions de CO2 et du PIB correspondant

Évolutions comparées des émissions de CO2 et du PIB correspondant

Toutefois, les émissions par habitant progressent rapidement dans les économies en pleine expansion. Elles ont par exemple doublé en Chine entre 2000 et 2008. Ces chiffres résultent de la pratique usuelle qui veut que les émissions soient attribuées au pays sur le territoire duquel elles ont lieu, selon ce que l’on appelle parfois la  » méthode de comptabilisation des émissions sur la base de la production « .
Si l’on ventile les émissions en fonction de leur utilisation finale, c’est-à -dire selon une méthode de comptabilisation sur la base de la consommation, une partie de l’augmentation des émissions dans les pays du groupe BRIICS sera imputée aux pays de l’OCDE, puisqu’elles sont  » incorporées » dans les exportations des BRIICS à  destination de la zone de l’OCDE.

VI 1 2 Autres gaz.

Le méthane est le second plus grand contributeur au réchauffement anthropique, son potentiel de réchauffement étant 25 fois supérieur à  celui du CO2 sur une durée de 100 ans. Les émissions de méthane contribuent à  plus d’un tiers du réchauffement anthropique actuel. Le méthane étant un agent de forçage éphémère, il est essentiel d’en réduire les émissions pour ralentir le réchauffement climatique à  court terme et éviter d’atteindre des points de basculement du climat planétaire. Les émissions de méthane sont dues à  des sources anthropiques et naturelles ;
plus de 50 % des émissions mondiales proviennent d’activités humaines, telles que la production de combustibles fossiles, l’élevage (fermentation entérique du bétail et gestion du fumier), la riziculture, la combustion de la biomasse et la gestion des déchets.
Les sources naturelles de méthane comprennent quant à  elles les zones humides, les hydrates de gaz, le permafrost, les termites, les océans, les masses d’eau douce, les sols non marécageux et d’autres sources telles que les incendies incontrôlés.

L’hémioxyde d’azote (N20) a un fort potentiel de réchauffement planétaire du fait de sa longue durée de vie dans l’atmosphère (à  peu près 120 ans) et de ses effets de piégeage de la chaleur – environ 310 fois supérieurs à  ceux du CO2. Environ 40 % des émissions de N20 sont d’origine anthropique, et sont principalement dues à  la gestion des sols, à  la combustion fixe ou mobile de combustibles fossiles, à  la production d’acide adipique (utilisé pour la production de nylon), ou encore à  celle d’acide nitrique (production d’engrais et extraction minière).

Les CFC et les HCFC ont été remplacés par les HFC et les PFC. Leur contribution au réchauffement planétaire est encore relativement faible mais elle progresse rapidement. Ces substances sont issues des processus chimiques impliqués dans la métallurgie, la réfrigération, le gonflement des mousses et la production de semi-conducteurs.

VI 1 3 Projections des émissions futures

Toute projection des émissions à  venir dépend de facteurs fondamentalement incertains tels que la croissance démographique, les gains de productivité, les prix des combustibles fossiles et les gains d’efficacité énergétique. Les émissions de GES iront vraisemblablement toujours croissant jusqu’en 2050. Malgré d’importants gains d’efficacité énergétique, les émissions d’origine énergétique et industrielle vont, d’après les projections, plus que doubler d’ici 2050 par rapport aux niveaux de 1990. Selon les projections, l’augmentation des émissions sera principalement à  mettre au compte des BRIICS, du fait de la croissance de leur population et du PIB par habitant, à  l’origine d’une constante augmentation des émissions de GES par habitant. Dans la zone de l’OCDE, les émissions devraient progresser plus lentement, du fait en partie du déclin démographique et du ralentissement de la croissance économique, ainsi que des politiques climatiques existantes. Dans l’ensemble, la contribution des pays de l’OCDE aux émissions mondiales de GES devrait se contracter pour tomber à 23%, mais ces pays resteront néanmoins à  l’origine des plus fortes émissions par habitant.

Emissions de CO2.
Les émissions de CO2 devraient continuer d’apporter la plus forte contribution aux émissions mondiales de GES, la croissance économique reposant sur l’utilisation de combustibles fossiles dans les secteurs énergétiques et industriels. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime que, à  moins que les politiques mises en oeuvre aboutissent à  une fermeture prématurée des installations existantes, 80 % des émissions prévues du secteur de l’énergie électrique en 2020 sont dès à  présent inéluctables, puisqu’elles seront le fait de centrales actuellement en service ou en construction. Dans le scénario de référence des Perspectives de l’environnement de l’OCDE, la demande d’énergie augmente de 80 % entre 2010 et 2050. Selon les projections, les émissions liées au secteur des transports devraient quant à  elles doubler, pour partie du fait de la forte augmentation de la demande de véhicules automobiles dans les pays en développement et de l’expansion du trafic aérien. Les émissions de CO2 imputables à  l’utilisation des terres, au changement d’affectation des terres et à  la foresterie (UTCATF), dopées ces vingt dernières années par la rapide conversion des forêts en pâturages et en terres cultivables dans les régions tropicales, devraient diminuer au fil des ans, ce secteur se transformant même en un puits net d’émissions à l’horizon 2040-50 dans les pays de l’OCDE.


Émissions prévisibles de gaz à effet de serre d'ici à l'horizon 2050

Émissions prévisibles de gaz à effet de serre d’ici à l’horizon 2050
Source :

Conclusion
La contrainte du changement climatique est considérable. D’après l’AIE, les émissions mondiales de gaz à  effet de serre créées par la production ou l’utilisation de l’énergie sont d’environ 30 Gt par an et risquent, même avec les politiques ambitieuses décidées dans plusieurs pays, de dépasser 35 Gt en 2035, alors que pour avoir des chances raisonnables de respecter l’objectif de Cancun (augmentation de la température moyenne à  long terme limitée à  2°C) les émissions ne devraient pas dépasser 20 milliards de tonnes en 2035 et 13 en 2050.

Il s’agit réellement d’opérer sans délai un changement complet de trajectoire et cela signifie que tous les outils à  notre disposition seront nécessaires. C’est vrai pour l’offre : il faudra plus de renouvelables, plus de nucléaire, encore beaucoup d’énergie fossile et donc de la capture et de la séquestration du dioxyde de carbone, mais c’est tout aussi vrai pour la demande : le point commun entre tous les scénarios que nous avons examinés est le rôle primordial de la sobriété (réduire la consommation de services énergétiques) et de l’efficacité (réduire la consommation d’énergie pour un même service rendu). Certes l’Europe, et a fortiori notre pays ne peuvent pas à  eux seuls apporter la solution à  ce défi et il serait dangereux pour l’économie européenne de vouloir faire cavalier seul, mais en sens inverse personne ne comprendrait que notre continent ne fasse pas sa part de l’effort indispensable. En d’autres termes, et sans sous-estimer la contrainte liée à  l’épuisement des ressources énergétiques fossiles, c’est la contrainte environnementale qui prend aujourd’hui le pas sur celle du  » peak-oil « . ( Percebois Mandil 2012 :10)

VI 2 LES BIO-CARBURANTS : UNE SOLUTION ?

La mobilité, besoin majeur des économies développées, repose aujourd’hui essentiellement sur l’usage du pétrole (à  plus de 90 %). Elle sera donc au coeur des enjeux pour l’atteinte des objectifs de réductions des émissions de gaz à  effet de serre et notamment du facteur 4 à  l’horizon 2050 puisque les transports représentent près de 25 % des émissions de GES du secteur de l’énergie, juste derrière le secteur de la production d’électricité (38 %), et devant les secteurs de l’industrie (15 %) et les autres (21 %), incluant résidentiel et tertiaire (Percebois, Mandil 2012 :10). ( Percebois Mandil 2012 :10)
Dans cette optique, les bioénergies peuvent jouer un rôle important dans l’atténuation du changement climatique, sous forme de biocarburant. Elles peuvent servir de combustible liquide dans le secteur des transports et faire baisser les émissions de CO2 ; elles sont également susceptibles de remplacer le charbon ou le gaz naturel dans la production d’électricité.

VI 2 1 L’Offre

– Les biocarburants aujourd’hui commercialisés, dits de première génération, sont fabriqués à  partir des organes de réserve (grains, racines) de matières premières végétales terrestres également utilisées pour l’alimentation des hommes et des animaux : colza, tournesol, maïs, canne à  sucre, soja, palme…
On produit ainsi un carburant qui a les caractéristiques d’un gazole, et présente en principe deux caractéristiques intéressantes, à  savoir que leur production diminue la dépendance au pétrole et que leur utilisation comme carburant produit au total moins de gaz carbonique que les essences et les gazoles d’origine pétrolière.
Toutefois, l’efficacité énergétique des bio carburants de première génération par unité de surface utilisée est modeste, à  l’exception du bioéthanol élaboré à  partir de plantes sucrières, en premier lieu la canne à  sucre, et les coûts de production peuvent être élevés, notamment quand les prix des matières premières végétales utilisées comme ressources sont hauts.

– C’est pourquoi l’on mise davantage sur les carburants de la deuxième génération.
Alors que les biocarburants de première génération sont obtenus à  partir des organes de réserve de certaines plantes cultivées, ceux de deuxième génération sont fabriqués à  partir des résidus ou des déchets, d’origine agricole, sylvicole, industrielle, urbaine ou ménagère, du bois issu des forêts, et de plantes dédiées. Dans le cas où la matière première utilisée pour fabriquer un biocarburant de deuxième génération est un résidu et/ou un déchet, la question de la concurrence avec une utilisation alimentaire ne se pose pas de façon directe, mais intéresse une partie de l’alimentation animale ou encore la cuisson des aliments. L’enlèvement des résidus agricoles et sylvicoles peut avoir un impact négatif sur les propriétés microbiologiques et physiques des sols (Guillou, Matheron 2011 :211).

VI 2 2 Une Demande importante

En 2007, les émissions mondiales de CO2 imputables aux produits pétroliers et à  leurs utilisations, se sont élevées à  10,9 gigatonnes (Gt). Le secteur du transport représentait 60% de ce total, soit 6,6 Gt dont l’essentiel (4,8 Gt) pour le seul secteur du transport routier. A court et moyen terme, hors les économies d’énergie et à  technologies automobiles données, les biocarburants fabriqués à  partir de la biomasse apparaissent comme la principale, si ce n’est l’unique alternative au pétrole utilisé dans les transports, notamment les transports routiers. Donc

 » Les utilisations énergétiques des ressources renouvelables devraient fortement croître sur la prochaine décennie et davantage encore à  l’horizon 2050, dans le double contexte d’une demande énergétique à  la hausse et de la lutte contre le réchauffement climatique. La demande alimentaire sera également à  la hausse. D’où question de la capacité de la planète Terre à  satisfaire simultanément les besoins alimentaires et non alimentaires, énergétiques pour l’essentiel, dans un contexte -où le développement devra nécessairement être durable, au minimum nettement plus durable que celui aujourd’hui à  l’oeuvre  » (Guillou, Matheron 2011 :213).

Après avoir procédé à  une revue de la littérature consacrée au thème, les auteurs concluent que

 » dans une perspective uniquement énergétique, et malgré une forte variabilité des estimations du potentiel de biomasse disponible selon les études, l’offre potentielle de biomasse à  des fins énergétiques serait en théorie largement suffisante pour répondre aux besoins, voire, selon certains travaux, supérieure à  la demande énergétique totale à  l’horizon 2050, et même au-delà  !
Néanmoins, il s’agit là  d’un potentiel de biomasse évalué à  l’échelle de la planète, calcul qui occulte les questions de la répartition géographique de ce potentiel et de l’adaptation de l’offre locale à  la demande régionale (par pays ou groupes de pays). Les ressources mobilisables en quantités abondantes ne se situant pas toujours dans les zones fortement consommatrices, le recours au commerce international sera nécessaire.

VI 2 3 Mais attention à la sécurité alimentaire

L’utilisation des bioénergies peut cependant présenter de graves inconvénients. Tout d’abord, la production de cultures bioénergétiques nécessite des terres, et entre ainsi en concurrence avec d’autres activités, comme la production de denrées alimentaires. Certaines études font état d’importantes hausses des prix des denrées alimentaires susceptibles de résulter des impacts directs et indirects des bioénergies en termes d’occupation des terres (de fait, les augmentations des prix en 2008 et 2011 ont en partie été attribuées à  la croissance rapide de l’utilisation des bioénergies). En outre, la production de ces bioénergies peut être à  l’origine d’importantes émissions de GES ; il peut s’agir d’émissions provenant des engrais azotés et des carburants utilisés dans la phase de croissance et de conversion, ou d’émissions de CO2 liées aux changements d’affectation des terres, soit directement (conversion des écosystèmes naturels), soit indirectement (la concurrence avec d’autres formes d’utilisation des terres peut entraîner la conversion d’écosystèmes naturels en terres agricoles). Dans certains cas, les émissions associées aux bioénergies peuvent être du même ordre que celles des combustibles fossiles, ou même supérieures.

Les impacts des bioénergies sur la biodiversité, l’utilisation des terres, les prix et la disponibilité des denrées alimentaires dépendent ainsi d’interactions complexes au sein des systèmes agricoles et énergétiques.

Emissions de CO2 liées à  l’utilisation des terres selon l’OCDE
Evolutions passées et projections
Par le passé, les émissions nettes mondiales de CO2 liées aux changements d’affectation des terres (principalement à  la déforestation nécessaire pour étendre le territoire agricole) ont été de l’ordre de 4 à  8 Gt CO2 par an. D’autres facteurs contribuent également aux émissions liées à  l’utilisation des terres, comme par exemple la dégradation des forêts et l’urbanisation.
Dans le scénario de référence, la superficie agricole mondiale va croissant jusqu’en 2030 pour ensuite amorcer un recul sous l’effet conjugué de plusieurs facteurs sous-jacents tels que les évolutions démographiques et l’amélioration des rendements agricoles (voir le chapitre 2 pour une analyse détaillée). Cependant, les projections concernant l’évolution des superficies agricoles varient considérablement selon les régions. Dans les pays de l’OCDE, un léger recul (de 2 %) est projeté à  l’horizon 2050. Pour le groupe BRIICS dans son ensemble, les projections font apparaître une baisse de plus de 17 %, conséquence en particulier d’un déclin démographique en Russie et en Chine (à  compter de 2035). Pendant les prochaines décennies tout au moins, une poursuite de l’expansion des superficies agricoles n’en est pas moins attendue dans le reste du monde, où la population continue d’augmenter et où la transition vers un régime alimentaire plus calorique et plus carné devrait probablement se poursuivre. Ces évolutions de l’agriculture figurent parmi les principaux déterminants du changement d’utilisation des terres et, partant, des évolutions des émissions de CES liées à  l’utilisation des terres. A partir de 2045 les projections font apparaître une nette tendance à  la reforestation – les émissions de CO2 imputables à  l’utilisation des terres devenant négatives.

Ces projections sont toutefois associées à  d’importantes incertitudes en raison des variations annuelles et de l’imperfection des données concernant l’utilisation des terres et la quantité exacte des différents stocks de carbone. Jusqu’ici, l’augmentation de la production agricole résultait principalement de la hausse des rendements agricoles (80 %), l’expansion de la superficie agricole ne comptant que pour 20 %. Si l’amélioration des rendements agricoles se révélait moins importante que prévue, la superficie agricole totale mondiale pourrait ne pas diminuer, mais se stabiliser voire lentement progresser.
Les émissions liées à  l’utilisation des terres peuvent être plus volatiles que les émissions liées à  l’énergie. Par exemple, ces émissions peuvent dépendre non seulement des changements d’utilisation mais aussi de la gestion des terres. De plus, les méthodes utilisées pour évaluer les émissions liées à  l’utilisation des terres présentent bien plus d’incertitudes, celles-ci étant moins solidement établies .

Dans certains scénarios, l’énergie primaire consommée en 2050 pourrait être fournie à  hauteur de 20 % environ par des bioénergies. Cette situation réduit fortement les émissions provenant de la combustion des combustibles fossiles, mais elle entraîne également des émissions accrues du fait de l’utilisation des terres. Dans les scénarios de politiques climatiques ambitieuses accordant moins d’importance aux bioénergies, celles-ci seront utilisées essentiellement dans le secteur énergétique. Si les bioénergies sont complètement exclues, les objectifs de concentration très faible risquent cependant de ne pouvoir être atteints .

 » En synthèse, les travaux spécialisés relatifs à  la concurrence entre usages alimentaires et énergétiques des terres aboutissent à  des résultats convergents. L’augmentation importante préE¬visible de la demande de biomasse énergétique dans les proE¬chaines décennies peut être satisfaite par une ressource qui apparaît suffisante. Mais sa satisfaction exigera des terres et elle entrera en concurrence avec les autres usages : cultures alimentaires, prairies temporaires et pà¢turages permanents, voire forêts et autres espaces. Si elle se réalise à  la hauteur des objectifs anticipés par les spécialistes de l’énergie, elle aura des conséquences négatives pour la sécurité alimentaire mondiale, les émissions de GES et la biodiversité. Le remplacement des biocarburants de première génération par ceux de la deuxième atténuerait ces effets négatifs, d’autant plus qu’il serait rapide et alimenté en proportion élevée par des déchets, des résidus ou par le produit de la croissance forestière (Guillou, Matheron 2011 :221).

VI 3 QUELLES PERSPECTIVES POUR LES RENOUVELABLES ?

Nous suivons (Académie des sciences 2012 :52-8)

VI 3 1 L’Eolien

Les principales énergies intermittentes (vent, rayonnement solaire) sont bien développées au Danemark, en Allemagne et en Espagne. Ces sources d’énergie posent plutà´t des problèmes de technologie, ou d’inclusion dans un grand réseau. Des hydroliennes sont aussi envisagées pour tirer parti de l’énergie des marées ou des courants marins. Ces machines sont intéressantes car on connaît à  tout instant et en chaque point la direction et la force des courants et on peut ainsi programmer et compenser la production électrique de ces dispositifs. La vitesse des courants est moins importante que celle du vent mais la masse volumique de l’eau est bien plus importante que celle de l’air, ce qui conduit à  des diamètres d’hydroliennes plus faibles que ceux des éoliennes.

Les projets de déploiement à  grande échelle des éoliennes posent le problème de l’intégration de cette énergie intermittente dans le réseau. La puissance des éoliennes varie comme la vitesse du vent au cube (une réduction de vitesse d’un facteur 2 produit une chute de puissance d’un facteur 8). On peut penser que les variations de puissance locales pourraient être lissées par une répartition sur des espaces géographiques très larges et une interconnexion poussée.

Cependant l’étude de la production cumulée des champs d’éoliennes répartis dans sept pays européens indique que l’effet de lissage est très partiel et que de fortes variations subsistent à  grande échelle. On observe notamment que la puissance maximum installée n’est jamais disponible et qu’il existe des périodes de plusieurs jours où la production de toutes les éoliennes est de l’ordre du, ou inférieur au, 10e de la puissance installée.

VI 3 2 Le Solaire

Le captage de l’énergie solaire pour la conversion directe en électricité pose à  la fois des problèmes d’énergie reçue par mètre carré et d’intermittence. Les villes et zones industrielles de basse latitude sont évidemment mieux placées que les grandes villes de la côte nord-est des Etats-Unis ou du Canada, ou la majeure partie des pays européens. La nuit est peut-être moins gênante que l’intermittence du vent, compte tenu du fait qu’elle est prévisible, comme le sont les habitudes de vie et de travail qui en résultent. Cette source d’électricité, liée aux variations de l’énergie reçue, en fonction des conditions météorologiques, pose des problèmes comparables à  ceux induits par les éoliennes (insertion dans un réseau dont les caractéristiques sont fixes en tension et en fréquence). Le rendement pourrait être amélioré par des matériaux en cours d’étude. De vastes projets ont été proposés pour alimenter l’Europe en électricité à  partir de surfaces importantes du Sahara. L’énergie solaire reçue dans ces régions est certes importante, mais les problèmes de transport à  longue distance risquent de s’ajouter à  ceux de l’intermittence, tant en termes de moyens que d’énergie.

Il faut cependant garder à  l’esprit que l’énergie solaire photovoltaïque devra prioritairement bénéficier aux populations des villages intertropicaux qui, dans beaucoup de cas, ne disposent pas encore de l’électricité.

VI 3 3 L’Energie hydro-électrique.

Les principaux problèmes sont une évaluation des sites susceptibles d’être équipés et de leur production possible, et surtout leur localisation par rapport aux grandes villes et aux zones industrielles. On peut en effet espérer trouver des sites sur de grands fleuves dans les zones intertropicales ou dans le domaine péri-arctique, mais le transport par lignes à  haute tension conventionnelles vers les très grandes villes et industries amènerait des pertes considérables. Les changements récents dans le régime des pluies devraient bien sà»r être pris en compte, s’ils devaient perdurer.

VI 3 4 La Géothermie

La plus grande quantité d’énergie, dans notre planète, est sous forme de chaleur sensible, pour un montant estimé à  100 fois plus que l’énergie cinétique de rotation.

L’exploitation de la chaleur emmagasinée n’est possible qu’à  deux conditions : une région géologiquement jeune et des roches perméables dans lesquelles l’eau peut circuler. On distingue deux types de systèmes géothermiques exploitables : les bassins sédimentaires et les régions géologiquement  » actives « , sièges de volcanisme, comme l’Islande, ou de phénomènes tectoniques, comme le fossé Rhénan. Dans les systèmes du premier type, la porosité détermine la quantité d’eau chaude disponible, et la profondeur de la roche réservoir détermine la température. Dans ceux du deuxième type, c’est la perméabilité qui est le facteur limitant : l’eau circule en boucle continue entre la surface et la source géologique chaude.

Parmi les perspectives, on peut noter l’extension importante maintenant du recours au sol peu profond comme élément de la thermique d’une habitation : sous le nom de géothermie, on retrouve alors des techniques d’échanges de chaleur entre le sol avoisinant une habitation, couramment pratiquées maintenant (le  » puits canadien  » relève par exemple de la même démarche). Si toutes les formes de géothermie sont actuellement favorisées, il y a aussi un renouveau des  » doublets géothermiques  » pour le chauffage collectif. L’eau chaude produite est réinjectée, froide, dans la même couche géologique. Cette situation particulière mais assez fréquente justifie que l’on ne classe pas systématiquement l’énergie géothermique dans les énergies renouvelables, une mauvaise estimation des distances entre soutirage et injection d’eau pouvant conduire à  l’échec par l’invasion du puits  » producteur  » par l’eau injectée, froide, Cependant, l’énergie géothermique est rentable et repose sur des technologies éprouvées. Il ne faut donc pas la négliger et II est Important de développer les recherches géologiques exploratoires et l’Information du Public. Il faut aussi mobiliser les Investisseurs qui n’ont pas encore constitué une filière industrielle structurée.

VI 3 5 Le stockage de l’énergie

Le stockage de l’énergie est peut-être un des points les plus importants, car il permet seul de dissocier le moment et le site de la production et ceux de l’utilisation. Une capacité de stockage de l’énergie permettrait notamment de développer pleinement l’utilisation de deux énergies renouvelables, éolienne et photovoltaïque, qui sont, chacune à  sa manière, intermittentes (et donc en l’état d’un intérêt plus limité). Le stockage est actuellement réalisé pour les faibles quantités d’électricité, par batteries, et pour de grandes quantités par un couple de barrages hydrauliques équipés de turbines fonctionnant dans les deux sens.

Le développement de l’énergie éolienne, mais aussi du photovoltaïque au-delà  de 2020, pose un problème d’intermittence qu’il ne faut pas sous-estimer dès que la part de ces énergies dans la production nationale d’électricité devient significative. Une grande attention doit être apportée à  toutes les perspectives de stockage massif de l’énergie et de gestion de la demande, sans passer leurs coûts sous silence ; certes les stations de transfert d’électricité par pompage (STEP) apportent une réponse utile mais limitée, mais tant que d’autres solutions ne seront pas disponibles et compétitives, des centrales à gaz (dont le financement sera problématique) devront assurer la permanence de la production.

VII PROBLÉMATIQUE DU PÉTROLE

VII 1 C’EST L’ÉNERGIE DIRECTRICE

Au-delà  de sa part relative dans la production et la consommation d’énergie, le pétrole joue un rôle majeur dans l’économie de l’énergie et, par là, dans l’économie tout court.

Alors qu’historiquement c’est le charbon qui a été le vecteur de la révolution industrielle, parce qu’il était disponible là où les conditions de cette révolution étaient réunies, c’est le pétrole qui est maintenant la reine des énergies du fait de ses qualités intrinsèques :
L’essence dégage une énergie 15 fois supérieure à  son poids équivalent en TNT.
L’essence contient 1000 fois plus d’énergie qu’un poids équivalent de piles pour lampe de poche, et 100 fois plus que le même poids en batteries d’ordinateurs.
L’hydrogène liquide, ce carburant qui incarne  » l’économie de l’hydrogène  » de demain, contient 4,5 fois moins d’énergie par unité de volume que l’essence.

Pour un poids équivalent, l’essence produira approximativement :
– deux fois plus d’énergie que le charbon
– deux fois plus que le méthanol (alcool produit à  partir du bois)
– 1,5 fois plus que l’éthanol (alcool à  boire)
– 1,5 fois plus que le butanol (possible bio carburant du futur).

Toutefois, certains combustibles sont supérieur à  l’essence par leur potentiel énergétique rapporté au poids :

1,3 fois supérieur pour le gaz naturel
2,6 fois supérieur pour l’hydrogène gazeux
2 millions de fois supérieur pour la fission de l’uranium ou du plutonium
6 millions de fois supérieur pour la fusion de l’hydrogène Source : (Muller 2011 :71-80).
Ce qui laisse de belles perspectives au progrès technologique…

VII 2 L’IMPORTANCE DU PRIX DU PÉTROLE

Les prix du pétrole s’entendent en cours par baril de brut (1 baril = 159 litres).
Le pétrole est l’énergie directrice parce qu’il s’agit d’un combustible fossile primaire échangé sur un marché mondial (contrairement au gaz naturel dont le coût de transport 10 fois plus élevé fait qu’il existe des marchés géographiquement différenciés) ; les caractéristiques du marché du pétrole font que son prix est mondial ; par ailleurs, pour des raisons de sécurité d’investissement, les producteurs de gaz naturel introduisent dans leurs contrats avec les distributeurs des clauses d’indexation du prix du gaz sur celui du pétrole. Pétrole et gaz naturel sont donc liés. Comme il existe une certaine substituabilité entre les hydrocarbures et le charbon pour produire de l’électricité, le prix du charbon ne peut être totalement décorrélé de celui du pétrole : de ce fait les prix des combustibles fossiles (90 % de l’énergie) évoluent de façon plus ou moins liée à celui du pétrole.
Ainsi (Murray King :435 ) font remarquer que sur les 11 récessions aux Etats-Unis depuis la Seconde Guerre mondiale, 10, dont la plus récente, ont été précédées par un pic des prix du pétrole. Il semble bien établi que ce n’est pas seulement le « credit crunch  » qui a déclenché la récession de 2008 , mais un prix élevé du pétrole. Les prix élevés de l’énergie minent les budgets des familles et freinent la reprise économique. Au total le prix du pétrole brut, qui reflète l’équilibre entre l’offre et la demande au niveau mondial, est directeur sur le prix de l’énergie en général.

Les transactions pétrolières représentent 10 % du commerce mondial. Matière première stratégique en l’absence de solution immédiate de substitution à grande échelle, le pétrole voit son prix fixé principalement par le niveau de l’offre des pays de l’OPEP (IFP-En) .
L’évolution du prix du pétrole passe par des fluctuations plus ou moins importantes liées à  de multiples facteurs : évolution de la demande, capacités de production, conditions climatiques et géopolitiques, etc.

Or la prospérité des économies occidentales repose sur un bas prix de l’énergie : il suffit pour s’en convaincre de se reporter aux paragraphes consacrés à quelques données physiques, ICI, ainsi qu’aux graphiques suivants :


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« Il fallait 25 minutes de travail au SMIC en 1960 pour acheter un litre de gazole TTC, 12 minutes en 1970, 10 minutes en 1980 et seulement 6 minutes en 1991 et 9 en 2012. Par contre pour acheter un baril de pétrole il fallait travailler 11 heures en 1981 et seulement 9 heures en 2012.
En euro constant 2011 avec un taux d’inflation manipulé, le prix du gazole était de 0,7 en 1971, de 1,1 en 1985, de 0,7 en 1991 et de 1,3 en 2011.
La part de l’énergie dans le budget d’un ménage en France, qui était de 9% en 1970, n‘est plus que moins de 7% en 2011 (Laherrère 2013 :35). »


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Outre son rôle stratégique, l’industrie pétrolière est aussi par elle-même un secteur d’activité économique puissant :

« Chaque année, l’industrie pétrolière internationale engendre un volume de richesses extrêmement important puisqu’on peut estimer qu’il est de l’ordre du PIB d’un pays comme l’Allemagne. Ce surplus pétrolier s’étale tout au long de la chaîne de valeur du pétrole, depuis l’exploration jusqu’à la pompe à essence et il résulte d’une articulation complexe entre les coûts, les prélèvements fiscaux, les marges et les profits(…). Les variations du prix du pétrole entraînent ainsi de vastes mouvements de transferts de valeur entre les pays importateurs et les pays exportateurs de pétrole. Depuis 2002, la variation des revenus d’exportation des pays de l’OPEP donne la mesure de ces transferts de valeur : 200 milliards de dollars en 2002, 984 milliards en 2008 et 564 milliards en 2009. Entre 2002 et 2008, ce sont 3 560 milliards de dollars qui ont été transférés des pays importateurs vers les pays exportateurs de l’OPEP. Du côté des pays importateurs, cette ponction se fait, sur l’épargne, la consommation, parfois sur les programmes sociaux dans les pays les plus pauvres obligés de régler la facture pétrolière. Du côté des pays exportateurs, la rente pétrolière finance des dépenses dans les infrastructures, l’immobilier, la sécurité, la défense, l’abondement des fonds souverains » (Artus, Coeuré, Guesnerie, Callonnec 2010 ::38).

Dans ces conditions, on comprend que la question des réserves disponibles soit d’une importance capitale.

VII 3 LA QUESTION DES RÉSERVES

VII 3 1 Définir les réserves : pas si simple

On distingue ressources et réserves de pétrole ;

Les ressources sont les quantités totales de pétrole accumulées dans les gisements déjà  connus et dans ceux qui sont encore à  découvrir. Mais ces quantités ne sont pas exactement connues, ne serait-ce que parce qu’une partie se trouve dans des gisements encore inconnus. D’autre part, une partie seulement en est exploitable, pour des raisons de coût/prix du marché, des raisons d’extraction physique : énergie nécessaire trop importante, impossibilité matérielle.
C’est pourquoi il ne faut prendre en considération que les réserves de pétrole, qui sont des ressources accessibles avec les technologies et aux prix de marché du moment. Ces réserves peuvent évoluer dans le temps en fonction de l’évolution des technologies d’exploitation et de celle des prix de marché et des taxes, ainsi bien sûr que de la découverte de nouveaux gisements. Elles ne peuvent être connues qu’avec une marge importante d’incertitude.

Lorsque l’on explore un gisement, les données recueillies lors des forages de découverte donnent une première idée de l’importance du contenu, mais il ne s’agit que d’une estimation très approximative des quantités de pétrole en place. Des forages complémentaires sont effectués, mais on ne peut pas les multiplier car ils coûtent extrêmement cher : l’estimation du contenu du gisement sera donc faite à  partir des informations disponibles, par des méthodes statistiques et un modèle géologique du gisement ; ces méthodes ne peuvent fournir que des probabilités d’existence avec une certaine marge d’incertitude, fonction du nombre de forages réalisés et des données recueillies.

« Réserves
En fait, il y a 4 définitions pour les réserves:
-OPEC: réserves dites prouvées mais non auditées, essentiellement politiques, avec une augmentation de 300 Gb lors de la bagarre des quotas (basées sur les réserves) de 1986-1989
-règles de la SEC (tous les majors sur la bourse de New York) avec uniquement les réserves prouvées (certitude raisonnable sans la définir) auditées par des auditeurs payés par les compagnies: chiffres financiers pour préserver l’actionnaire
-pays ex URSS classification russe ABC1 = maximum théorique = 3P
-estimations confidentielles des opérateurs qui décident le développement d’un cham sur les réserves 2P (valeur nette présente calculé sur la moyenne) qui peuvent être achetées chez les compagnies d’espionnage industriel (IHS, Rystad). Seuls 3 pays publient les réserves réelles par champ: Norvège, Royaume-Uni et US fédéral » (Laherrère 2013 :14).

Une fois les quantités de pétrole en place estimées, il faut les affecter d’un taux de récupération, de manière à  estimer le contenu effectivement récupérable . Pour passer à  l’estimation réaliste des réserves, on ne considère que les quantités dont le coût d’extraction, augmenté des taxes, du prix de transport et des bénéfices est inférieur au prix du marché.
Finalement, le contenu récupérable d’un gisement dans des conditions économiques n’est connu que lorsqu’il a été complètement exploité (Durand 0209 :75).

On distingue différentes classes de réserves en fonction de leur probabilité d’existence :
– les réserves 1P, dites encore P90 ou réserves prouvées, qui sont les quantités dont la probabilité que les quantités récupérées soient supérieures aux quantités estimées est supérieure à  90 % ;
– les réserves 2P ou P50, pour lesquelles cette probabilité n’est que de 50 %, et dont les quantités sont donc supérieures aux réserves prouvées ;
– les réserves 3P ou P10, pour lesquelles cette probabilité n’est que de 10 %, et dont les quantités sont donc supérieures aux réserves 2P.

Réserves : ambiguïtés dans les règles et les sources
Les réserves à une date donnée représentent en principe l’estimation de la production future jusqu’à la fin de l’exploitation. Une réserve sans date doit correspondre à l’estimation d’aujourd’hui des réserves ultimes du champ.
L’estimation intègre les incertitudes géologiques et géophysiques (below ground) et les incertitudes «économiques, financières et politiques » (above ground)
-Règles
Publier les réserves est un acte politique, car, dans la fourchette d’incertitude, il dépend de l’image que l’auteur veut donner: riche (quota pour OPEC, actionnaires) ou pauvre (impôts)
Tout le monde ment sur les réserves, soit par omission sur les chiffres ou la définition, soit en donnant des chiffres politiques faux, soit obligé par des règles financières non scientifiques (SEC).
Très peu de pays (Royaume-Uni –DECC, Norvège-NPD, US fédéral-BOEM) publient les réserves par champ. Il faut acheter (fort cher) les bases de données (2P = prouvé + probable) de compagnies d’espionnage industriel (IHS, Rystad). Mais ces compagnies d’espionnage ont pour clients les membres de l’OPEP et sont obligés depuis une décennie de mettre leurs données officielles et non les estimations réelles. Il faut donc les corriger, notamment pour les membres de l’OPEP.
Il n’y a pas de consensus mondial sur la définition des réserves et il y a plusieurs systèmes différents (…)Les réserves officielles des membres de l’OPEP sont essentiellement politiques.(…) [L]es réserves SEC sont financières(…)A la critique d’être trop conservatrice avec des règles datant de 1977, la SEC les a changé en très laxistes en 2010 permettant de certifier des réserves dites prouvées non développées avec un modèle confidentiel(…) (Laherrère 2013 :1).

Au cours de l’exploitation, on réévalue constamment les réserves initiales du gisement en fonction des quantités déjà  exploitées, de l’évolution des technologies et de celle des prix du marché. Il faut bien entendu faire cette réévaluation par les mêmes méthodes statistiques et la rapporter à  l’année de la découverte ou de la mise en exploitation du gisement, en intégrant toutes les données recueillies pendant la vie du gisement(en anglais back-dating), sinon, on aboutira à  une addition avec des réserves déjà  comptabilisées et donc une augmentation continuelle des réserves. Cette augmentation est illusoire, car elle n’a pas de réalité physique. Il faut ensuite déduire les quantités déjà produites pour estimer les réserves restantes.

Ceci ne tient évidemment pas compte des gisements encore à  découvrir, pour lesquels aucune estimation de ce type ne peut évidemment être faite. Les réserves dites prouvées, qui sont celles qui font l’objet des statistiques officielles, ne concernent donc que les gisements déjà connus.

Les évaluations des réserves des gisements encore à  découvrir font l’objet d’autres méthodes, trop longues à  expliquer ici. Elles sont forcément encore plus imprécises. Plus simplement, on peut distinguer pour un gisement, pour une province pétrolière, pour un pays ou pour le monde, les réserves prouvées qui sont celles des gisements connus, et les réserves à  découvrir qui proviendront :

 » de la découverte de nouveaux compartiments ou de satellites de gisements déjà  connus ;
 » de gisements encore à découvrir dans des zones nouvelles (Veillerette n.d.).

Cette nouvelle règle répond à certaines demandes de l’industrie. Certaines de ces modifications sont assez techniques, mais toutes vont dans le même sens: permettre aux compagnies de comptabiliser en réserves des quantités qu’elles n’avaient pas le droit de prendre en compte avant.

« Le plus spectaculaire changement est la possibilité de mettre en réserves d’hydrocarbures les sables bitumineux, en particulier du Canada. Ceux-ci étaient jusqu’ici considérés comme relevant du secteur des mines, compte-tenu de la qualité du produit. Cette possibilité explique 80% de l’augmentation des réserves d’Exxon, à la suite de son achat de la compagnie canadienne XTO. Exxon annonce un taux de remplacement de ses réserves prouvées de 209% (c’est-à-dire qu’Exxon a renouvelé sa production annuelle et augmenté ses réserves de 1,09 fois sa production de 2010). Exxon précise même que, sans ses cessions d’actifs, l’augmentation aurait été de 211%. Mais néglige d’ajouter que, sans l’acquisition de XTO, le taux de remplacement n’aurait été que de 45%.

Un deuxième changement, plus technique, permet d’utiliser « les techniques reconnues par l’industrie » pour classer en réserves prouvées des quantités auparavant interdites. Les réserves prouvées sont celles qui sont « quasiment certaines ». Il fallait auparavant avoir rencontré effectivement des hydrocarbures par un forage pour les comptabiliser. Il suffit aujourd’hui de les confirmer par d’autres moyens moins coûteux, sismique par exemple. Cette disposition aurait été bien utile à Shell pour le champ d’Ormen Lange en Norvège.

Précédemment, les quantités produites dans le cadre de contrats de service pour le développement de champs déjà découverts, signés entre un pays et une compagnie, ne pouvaient pas être comptabilisées en réserves, car la SEC estimait que les compagnies ne supportaient pas le risque pétrolier. Il est maintenant possible à une compagnie de comptabiliser les quantités achetées à un pays dans le cadre de contrats de longue durée, à la condition que cette compagnie participe à la production de ces hydrocarbures. Voilà qui tombe à pic pour ceux qui ont signé de tels contrats en Iraq, ou qui vont bientôt pouvoir le faire au Mexique.

Une autre nouveauté est qu’il n’est plus nécessaire d’avoir effectivement pris la décision de développer un champ de gaz pour en comptabiliser les réserves. Il suffit maintenant d’en avoir une ferme intention. Cela aussi aurait évité à Shell de payer de lourdes pénalités pour sa « reclassification » de 2004.

Enfin, les compagnies sont maintenant autorisées à communiquer dans la partie officielle de leurs états financiers au-delà de leurs réserves prouvées. Elles peuvent présenter leurs réserves probables, possibles et même leurs ressources, les critères de définition étant chaque fois moins rigoureux et laissant plus de place à la subjectivité des compagnies.

Il ne fait aucun doute que les règles antérieures étaient très strictes. Elles avaient été écrites pour protéger l’actionnaire américain, toujours persuadé que l’on peut devenir milliardaire grâce à des placements pétroliers. Les quelques milliers de petites compagnies pétrolières ne pouvaient pas impunément raconter n’importe quoi sur leurs richesses en hydrocarbures à leurs actionnaires. Il reste que les comparaisons entre 2009 et 2010 seront délicates, et qu’une part plus importante des chiffres de réserves des compagnies reposera sur le professionnalisme et l’éthique de leurs ingénieurs, et la non-ingérence de leurs directions dans les chiffres présentés au public » (Darmois 2011).

Le taux de récupération est très variable, de 10 à  80 % environ selon les gisements. On cite une moyenne de 35 %, mais cette valeur n’est qu’indicative étant donné la variété des situations et des modes de calcul possibles, et de l’incertitude sur les quantités de pétrole en place.
Le taux de récupération s’améliore grâce au progrès technologique, mais ne le fera désormais que lentement, sauf dans les pays où les technologies de production modernes sont encore peu développées. En effet, c’est la géologie du gisement qui gouverne pour l’essentiel le taux de récupération final. Et si l’augmentation du taux de récupération permet sur le moment une augmentation de la production, elle n’augmente pas toujours les réserves et se traduit souvent par un déclin plus rapide de la production plus tard.

VII 3 2 L’ordre de grandeur des réserves

Le montant des réserves de pétrole n’est pas connu exactement pour des raisons physiques de difficultés d’évaluation. Mais aussi pour des raisons politiques. Les déclarations de réserves prouvées édictées par la Security and Exchange Commission (SEC), le gendarme de la Bourse de New York, aboutissent à des résultats supérieurs à  la réalité.

Si l’on tient compte de l’incertitude qui existe sur le calcul des réserves, on peut estimer que les réserves qui restent à  exploiter sont comprises entre 140 et 180 milliards de tonnes, soit entre 35 et 45 années de la consommation annuelle actuelle.
Quant aux réserves encore à  découvrir, même s’il est très incertain d’en anticiper les quantités, elles sont très probablement bien moins importantes que les réserves connues. En effet, on constate que les nouvelles réserves découvertes par l’exploration diminuent en année moyenne.


Réserves estimées de combustibles fossiles disponibles

Réserves estimées de combustibles fossiles disponibles

L’estimation moyenne des réserves de gaz est de 180 000 milliards de m3, ce qui représente en contenu énergétique 150 milliards de tonnes d’équivalent pétrole (150 Gtep), soit des quantités très voisines des estimations faites pour le pétrole. Mais la consommation de gaz naturel étant sensiblement plus faible que celle de pétrole, les réserves de gaz devraient durer un peu plus longtemps (Durand 0209 :80-2)(Durand 2009 :80-2) .

VII 3 VIE ET MORT DU « PEAK OIL » ?

Les gisements d’une substance exploitée diminuent forcément au fur et à  mesure de l’exploitation.
Cependant, au début et à mesure de l’exploitation, les réserves prouvées, comme les réserves à  découvrir, augmentent, à  cause des progrès effectués dans la connaissance de la structure géologique du gisement et des progrès des techniques d’exploitation. Puis les réserves à découvrir diminuent, pendant que les réserves prouvées continuent d’augmenter et que se multiplient les sites d’exploitation. Enfin, réserves prouvées et réserves à  découvrir diminuent simultanément. Dans la dernière phase, qui est celle du déclin, la production est obligée de diminuer malgré tous les progrès technologiques. Cela ne signifie pas que le gisement a été entièrement vidé de son contenu, mais qu’il est impossible de poursuivre l’exploitation, ou que cela reviendrait trop cher.

VII 3 1 La déplétion

La déplétion est la diminution de quantité de quelque chose ; le fait que le pétrole entre en déplétion ne signifie pas qu’il y aurait pénurie, mais que le débit souhaité n’est pas obtenu.
Le mécanisme de la déplétion est lié au rythme de remplacement des gisements épuisés : les difficultés croissantes de découverte et d’exploitation de nouveaux gisements vont inéluctablement conduire à  une diminution de la production ; pour accroître les débits de production, le seul moyen est d’exploiter un gisement supplémentaire, car l’exploitation d’un gisement est soumise à  des contraintes techniques, géologiques, financières ; lorsqu’un système d’installation est en place, il passe par un plateau de production que l’on cherche à  maintenir le plus longtemps possible jusqu’à  exploitation de nouveaux gisements. Après le plateau, la production décroît nettement et le déclin est inéluctable.

Finalement, la satisfaction d’une demande croissante de pétrole est une incessante succession de fermetures et de mises en exploitation de nouveaux gisements ; le simple maintien du débit de production implique la mise en oeuvre de nouveaux champs pour remplacer ceux qui sont complètement exploités. Le débit de production perdu chaque année est d’environ 4 millions de barils par jour ; donc si l’année suivante la production s’accroît de 1 million de barils par jour, il faudra mettre en production 5 millions de barils par jour supplémentaires.
Le phénomène de la déplétion découpe schématiquement la production en deux périodes : dans la première, il est facile d’accroître la production car les gisements sont nombreux et offrent de bons rendements ; dans la deuxième, les nouveaux gisements sont plus petits, plus difficiles à  exploiter, la production décroît, le prix du pétrole monte (Wingert 2005 :42-50).

Il est donc certain que la production de tout gisement de pétrole passera un jour par un pic. Celui-ci se produira d’autant plus tôt que le rythme annuel de production représente une proportion plus élevée des réserves initiales. Il en résulte que la courbe de production d’un ensemble de gisements suit, avec un temps de retard, la courbe des quantités de réserves découvertes.

La prévision du moment où se produira le déclin, très incertaine au début de l’exploitation, se précise donc au cours du temps. Le pic intervient relativement plus tard dans le cas de l’exploitation d’un gisement de gaz, mais il est plus brutal, car si le taux de récupération du pétrole est bien plus faible que pour le gaz, il est améliorable au cours du temps gràce à la technologie, tandis que le taux de récupération d’un gisement de gaz, très important dès l’origine, ne peut sensiblement augmenter.

Bien des provinces pétrolières ou même des pays tout entiers sont déjà en phase de déclin : c’est le cas de la mer du Nord, dont la production diminue depuis 2000, et celui des Etats-Unis, dont la production diminue depuis 1972… C’est aussi le cas pour l’Iran, où la production décline depuis 1975. Il en est de même du Mexique, qui a atteint un pic vers 2004. La Russie, après avoir atteint un premier pic en 1988 du fait de la décroissance de consommation liée à  la crise économique à  partir de 1989, va incessamment atteindre un deuxième et dernier pic, lié celui-là  à  l’épuisement de ses gisements. Le pic de l’Arabie saoudite est annoncé pour peu avant 2030. La France, à  sa modeste échelle, a connu deux pics de production, l’un à  3 millions de tonnes en 1966, correspondant aux découvertes faites principalement dans le bassin d’Aquitaine, l’autre en 1988, à  3,3 millions de tonnes, correspondant essentiellement aux découvertes faites ensuite dans le bassin Parisien. Dans ces productions sont inclus les liquides de gaz naturel (LGN) contenus pour l’essentiel dans le gisement de gaz de Lacq près de Pau. La France n’extrait plus actuellement que moins d’un million de tonnes de pétrole de son sol (Durand 0209 :89).

VII 3 2 Quand le Peak Oil mondial aura-t-il lieu ?

A quelle date précisément le Peak Oil qui marquera le déclin obligé de la production pétrolière mondiale, quels que soient les efforts réalisés pour la maintenir, aura-t-il lieu ? Cela dépendra des nouvelles découvertes à  venir, du rythme de la consommation et des augmentations de production, qui seront rendues possibles par les progrès technologiques et les investissements correspondants, et du prix du baril de pétrole.
Les réserves pétrolières restant dans les gisements actuellement connus sont probablement comprises entre 140 et 180 milliards de tonnes (Gt). La valeur moyenne, 160 Mt, représente à  peu près quarante ans de la consommation actuelle. Si la consommation mondiale continue d’augmenter au rythme moyen de 1,2 % par an, cela ramène cette durée à  trente ans environ.
Mais ces raisonnements sont simplistes : la production ne va pas, on l’a vu, augmenter continuellement pour s’interrompre brutalement un jour. Elle va passer, bien avant ces trente ou quarante ans, par un pic correspondant à peu près au moment où la moitié des réserves initiales actualisées aura été consommée, puis elle déclinera tout au long de ce siècle et peut-être plus.


Ressources disponibles de pétroles non conventionnels

Ressources disponibles de pétroles non conventionnels

Si le principe de pic est admis par tous, la bataille fait rage concernant la date de ce pic : selon en effet qu’il est très éloigné dans le temps ou très proche, les stratégies pour y répondre sont très différentes.


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Le débat sur le Peak Oil étant conflictuel et confus, le Centre de recherches sur l’énergie du Royaume-Uni (UK Energy Research Center – UKERC) a entrepris un examen systématique de la question afin d’établir un état actuel des connaissances et d’identifier les points clés du débat. le projet s’est centré sur la déplétion physique du pétrole d’ici 2030 et a consisté à passer en revue plus de 500 études sur la question, à analyser les bases de données de l’industrie ainsi qu’à comparer entre eux les résultats de 14 modèles prévisionnels globaux. Les résultats sont figurés sur le graphique suivant :


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Sa conclusion est qu’envisager un pic pétrolier au-delà de 2030 est tout à fait optimiste, et peu plausible (mais elle a été conduite sur la base de travaux effectués avant l’explosion de la production des pétroles non conventionnels aux Etats-Unis).

Elle rejoint en tout cas un scénario « possible » envisagé par l’institut français du pétrole (IFP), selon lequel si d’énormes investissements étaient faits dans les prochaines années par les pays producteurs pour développer le pétrole high tech, une augmentation sensible pourrait avoir lieu, jusqu’à  100 Mb/j (5 Gtep) environ en 2030, suivie d’un déclin plus rapide que dans le scénario « probable » du même institut.
La production possible de carburants à  partir de pétrole (à  l’exclusion donc des carburants de synthèse) déclinerait, dans le scénario « probable », de 30 % en 2015 par rapport à  la production actuelle ; dans le scénario « possible », ce déclin ne serait que de 15 %.

La vraie question n’est pas tellement la date exacte du pic mais bien l’affirmation que la première moitié de l’âge du pétrole, qui a été caractérisée par une production croissante, est sur le point d’être suivie par la deuxième moitié pendant laquelle la production de pétrole va diminuer, ainsi que tout ce qui en dépend.

VII 3 3 Une imminence contestée

D’une part, des auteurs comme (Matutinović 2009) estiment que les marchés fourniront des signaux lorsqu’arrivera la pénurie de pétrole. Ces signaux se manifesteront par l’augmentation du prix du pétrole et sa volatilité. Des prix élevés de manière permanente agiront comme des déclencheurs de changements radicaux dans les comportements des consommateurs et dans leurs choix, comme par exemple de basculer massivement du transport individuel au transport public. Conduite par le processus de changement de comportement des consommateurs, une adaptation institutionnelle et technologique s’ensuivra pour faciliter le processus de transition vers une civilisation post pétrole. Dans ce contexte, les Etats devraient :
-réorienter leurs aides à l’industrie pétrolière vers des sources d’énergie renouvelable et des technologies économisant l’énergie ;
-inciter au transport collectif grâce à des investissements publics d’infrastructure et des aides directes aux services de transport ;
-investir dans des infrastructures pour véhicules hybrides ;
-mettre en place des dispositifs fiscaux incitant à développer une offre de transport de véhicules de nouvelle génération.
Un tel ensemble de dispositifs pourrait modifier la forme de la courbe du Peak Oil et permettre de gagner deux ou trois décennies dans son apparition, comme le montre le graphique ci-dessous :


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D’autres auteurs non convaincus par la théorie d’un Peak Oil plus ou moins imminent font valoir que même s’il y a une limite à l’extraction du pétrole d’un gisement, qui est celle à partir de laquelle une unité d’énergie investie produirait moins d’une unité d’énergie, cette limite dépend aussi de la technologie et du prix des énergies de substitution, et n’est donc pas fixée une fois pour toutes. In fine, et pour longtemps encore compte tenu des réserves disponibles, le coût d’extraction sera la seule limite effective, même s’il est clair que plus on extraira de pétrole, plus cela coûtera et qu’il viendra un jour où le coût d’extraction sera si élevé que cette opération ne sera plus rentable.


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Le concept de réserves récupérables prouvées garde, par conséquent, une certaine élasticité. Les réserves peuvent être augmentées par l’action combinée de la technologie, des prix et des investissements. Les chiffres des réserves incluent maintenant les réserves de pétrole non conventionnel, les sables bitumineux du Canada et du Venezuela. Il faut, en outre, opérer une distinction entre d’une part les réserves, avec les incertitudes que l’on peut avoir à leur propos et, d’autre part, la transformation de ces réserves en capacité de production. Cette transformation implique des investissements massifs et longs. Le montant des investissements effectués déterminera l’offre disponible à différent horizons de temps. Or, les décisions d’investissement sont complexes : elles dépendent des anticipations sur l’évolution des prix et de la demande. Le niveau du prix du pétrole encourage ou décourage ces investissements dans un mécanisme qui induit de la volatilité. Un bas prix du pétrole ralentit les investissements et prépare ainsi la pénurie future qui induira une hausse de prix et relancera le cycle d’investissement. La volatilité des prix a aussi pour effet d’accroître l’incertitude sur les prix futurs et de contribuer ainsi à réduire les niveaux d’investissement (Artus et al. 2010 :26-7)(Artus et al. 2009 :26-7) .

Ainsi, la question n’est pas simplement d’évaluer le niveau des réserves pétrolières et de décider à quelle vitesse on doit les épuiser. Elle est plus opératoire et consiste plutôt à évaluer les coûts d’extraction de ces différentes réserves et à les comparer aux coûts des sources alternatives d’énergie. La hausse du prix du pétrole reflète celle des coûts de son extraction. Mais elle est aussi le signal qui guide le développement des substituts en assurant leur rentabilité. Le coût de production des énergies alternatives fixera un plafond à la hausse possible du prix du pétrole. L’ensemble de ces dynamiques et rétroactions explique « l’explosion » des hydrocarbures non conventionnels, qui éloigne peut-être dans le temps la perspective d’un « Peak Oil » mondial.

VIII PROBLÉMATIQUE DES HUILES ET GAZ DE PÉTROLE NON CONVENTIONNELS

Le succès américain s’explique par une géologie favorable, un tissu industriel très dynamique de petites sociétés pétrolières qui ont suppléé au désintérêt des grands majors, un régime minier adapté, un contexte réglementaire bienveillant dans la période de démarrage et une évolution positive des prix domestiques du gaz.
Au départ il y a eu un progrès dans le domaine du forage. A partir de technologies existant depuis longtemps dans l’industrie pétrolière, les promoteurs ont travaillé pendant une quinzaine d’années afin de rendre ce type d’exploitation commercial. L’amélioration technique à  l’origine de l’exploitation du shale gas est de nature très appliquée voire expérimentale, ce qui rend la maîtrise de ce savoir-faire difficilement accessible à  de nouveaux intervenants (Weymuller 2010) .

Bien que connues depuis longtemps, les ressources de gaz non conventionnels n’étaient pratiquement pas produites, avant que des progrès technologiques n’aient permis de rendre commerciale leur exploitation en améliorant la production des puits. Il s’agit essentiellement :
– des procédés de fracturation hydraulique permettant de stimuler la productivité d’un puits, en créant à  sa proximité des fractures artificielles dans le réservoir favorisant l’écoulement du gaz,
– et du forage horizontal, technique mise au point initialement pour les productions conventionnelles, mais qui, associée à  la fracturation, a permis dans les réservoirs non conventionnels d’augmenter les réserves drainées par les puits.


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Selon des modalités adaptées aux caractéristiques propres de chaque réserve, cette association des 2 techniques a permis l’exploitation des gaz non conventionnels. D’abord appliquées dans le cas du tight gas et du CBM, elles se sont généralisées ces dernières années aux Etats-Unis pour le shale gas (Weymuller 2010 :4-10).

Sous le nom générique d’hydrocarbures non conventionnels, on trouve donc toute une gamme d’hydrocarbures liquides et gazeux dont l’impact sur l’approvisionnement énergétique global est très variable.

VIII 1 La ressource du futur ?

Un certain engouement officiel donne à penser aujourd’hui que les pétrole et gaz de pétrole non conventionnels sont l’avenir des ressources énergétiques du monde. On va voir que ce n’est pas si simple…


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« Malgré une transition énergétique entamée dès les années 80 qui voit la part des hydrocarbures liquides diminuer dans le mix énergétique mondial, une augmentation de leur consommation dans les 25 prochaines années est très probable. Les réserves prouvées, estimées à plus de 1 526 milliards de barils (Gb) (BP, 2010), seront alors loin de suffire à l’approvisionnement mondial de ces 25 prochaines années. Les réévaluations des gisements existants, les efforts constants visant à améliorer le taux de récupération (EOR) et les nouvelles découvertes devraient permettre de repousser le fameux « peak oil » de quelques années.
Cependant, et en fonction de l’augmentation de la demande et de la montée en puissance des énergies renouvelables, la part des hydrocarbures liquides non conventionnels devrait augmenter. Ces hydrocarbures liquides non conventionnels représentent plus de 1,5 millions de barils par jour (Mb/j) pour les sables bitumineux canadiens et les huiles lourdes vénézuéliennes et 2 Mb/j si on prend en compte les pétroles de schistes du bassin de Williston (Etats-Unis). Cette production est encore faible comparée à la production mondiale de pétrole qui est de l’ordre de 80 Mb/j. Néanmoins, c’est l’équivalent de la production d’un pays producteur de pétrole conventionnel comme la Libye.
Les ressources en hydrocarbures liquides non conventionnels sont-elles suffisantes pour répondre à  la demande ? Si l’on en croit les données de l’AIE (2008), les ressources ultimes récupérables sont de l’ordre de 2 000 Gb (sans compter les hydrocarbures non conventionnels comme le GtL ou le CtL) ce qui est très important. Il faut cependant prendre ces chiffres avec beaucoup de précaution du fait qu’il s’agit de ressources ultimes récupérables et non de réserves prouvées, c’est-à-dire reconnues et dont les autorisations de production et les investissements sont acquis. Dans le cas des hydro carbures non conventionnels, l’évaluation des ressources récupérables est beaucoup plus compliquée, les hydrocarbures étant diffus dans la roche et le rendement de la production difficile à  prédire a priori » (IFP Energies nouvelles 2012 :5-6).

La précision est d’importance comme on va le voir plus bas en examinant les conditions d’exploitation d’un gisement non conventionnel.


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ress_ultim_hydroc_nonconv Les ressources ultimes récupérables des hydrocarbures liquides

« On peut raisonnablement penser que les sables bitumineux et les huiles lourdes contribueront de plus en plus à  l’approvisionnement en hydrocarbures liquides. Les pétroles de schistes n’en sont qu’au début de leur exploitation avec un seul bassin producteur. Si d’autres bassins s’avéraient intéressants (comme le bassin de Paris qui présente beaucoup d’analogies avec le bassin de Williston), les pétroles de schistes pourraient devenir un objectif important pour l’exploration pétrolière. Les schistes bitumineux, quant à  eux, ne semblent pas devoir se développer rapidement du fait d’un bilan énergétique très faible.
La consommation de gaz naturel devrait croître plus rapidement encore que celle des hydrocarbures liquides (AIE, 2010) dans les prochaines années.
Les réserves prouvées de gaz naturel sont proportionnellement plus importantes que celles de pétrole, et le « peak gas » ne devrait pas se produire rapidement. Cependant, le développement des gaz de schistes est très rapide, notamment aux Etats-Unis. La production de gaz non conventionnel y a déjà  dépassé celle du gaz conventionnel, démontrant aussi la rentabilité économique de cette nouvelle ressource. Les ressources ultimes récupérables sont certainement très importantes notamment pour les gaz de schistes dont l’exploration s’étend maintenant au-delà  de l’Amérique du Nord. De tous les hydrocarbures gazeux non conventionnels, seuls les hydrates de méthane ne sont pas actuellement exploités commercialement (IFP Energies nouvelles 2012 :6).


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ress_ultim_hydroc_nonconv_gaz Les ressources ultimes récupérables des hydrocarbures gazeux

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tab_techn_hydroc_n_c Les techniques d’extraction et les axes de R&D

Même tonalité à l’Académie des sciences :

Le développement du secteur a été particulièrement rapide avec une augmentation considérable de la production de gaz de schiste aux Etats-Unis. De 8 millions de tonnes en l’an 2000, la production américaine est passée à  96 millions de tonnes en 2010, le quart de la production de gaz de ce pays. L’Agence internationale de l’énergie estime à  17 milliards de tonnes (Gt) les réserves techniquement exploitables aux Etats-Unis. Elle estime aussi à  plus de 130 Gt les réserves accessibles réparties dans 32 pays avec notamment 25,5 Gt en Chine, 13,5 Gt en Argentine, 9,7 Gt en Afrique du sud et 3,6 Gt en France. L’exploitation des gaz de schiste a déjà eu un impact considérable sur l’évolution du mix énergétique aux Etats-Unis avec une chute marquée des prix du gaz (Académie des sciences 2012 :97).

Pourtant, certains sont moins optimistes : ces pronostics reposent en effet sur des prémisses pas forcément avérées, à savoir :

– les gisements de haute qualité sont largement répandus, et il y aura toujours de nouvelles découvertes et la production correspondante pour compenser le déficit causé par la production déclinante des principaux gisements actuels ;
– les avancées technologiques pourront toujours combler les forts taux de déclin et la qualité déclinante des gisements à mesure que l’exploitation avance, de façon à maintenir de hauts taux de production ; sur ces questions, il est intéressant de consulter le développement consacré au {taux de retour énergétique}
– les taux d’extraction seront élevés et durables au cours des prochaines décennies (Hughes, 2014, 18).

VIII 2 MAIS UN MODÈLE ÉCONOMIQUE À RISQUES

La différence principale qui existe entre le gaz conventionnel et le gaz de schiste réside dans la concentration des gisements. Alors que les gisements conventionnels sont le résultat d’une concentration de gaz par remontée de gaz diffus contenus dans des roches poreuses vers des réservoirs de volume restreint, les gaz de schistes se présentent sous forme diffuse dans des volumes très vastes, avec des concentrations volumiques beaucoup plus faibles. Pour les gaz de schiste, les évaluations des productivités moyennes totales par puits aux Etats-Unis se situent entre 56 à  86 millions de m3. Ces moyennes recouvrent des situations contrastées, avec des puits dont les productivités s’étagent entre quelques millions et plus de 100 millions de m3. Pour les gaz conventionnels, sur la base d’une duré de vie moyenne de quarante à  cinquante ans et d’une progression de la production d’un facteur 2 en 40 ans, on peut considérer que la productivité totale moyenne d’un puits est de l’ordre de 350 millions à  400 millions de m3 par puits, entre 5 et 7 fois supérieures à  la productivité d’un puits de gaz de schiste (puits offshore inclus). Là  aussi, cette moyenne est celle de productivités très variées : à  titre d’exemple un puits du gisement de Lacq a une productivité totale exploitable de l’ordre de 2 milliards de m3 (60 milliards de m3 pour 32 puits) en une cinquantaine d’années. Mais la différence la plus importante réside dans la durée de vie des gisements. Alors que la plupart des puits de gaz conventionnels sont exploités sans baisse significative de leur débit pendant plusieurs dizaines d’années (40 à  50 ans), les puits de gaz de schiste se caractérisent par un débit très rapidement décroissant en quelques années (Dessus 2013 :3).

Cette différence de durée de vie moyenne d’exploitation des puits a des conséquences importantes. On peut en prendre conscience en comparant par exemple les profils de deux programmes de forages, l’un avec des puits de gaz de schiste, l’autre avec des puits conventionnels conduisant à  un horizon de 10 ans à  la même
production de gaz naturel.

La figure ci-après montre deux profils de production de deux programmes de forage s’étendant sur 10 ans et permettant de produire 9 unités arbitraires de gaz de schiste.
Dans le cas des puits de gaz conventionnel, l’arrêt du forage au bout de 10 ans n’a de conséquences sensibles que 25 années plus tard où la production commence à  baisser : 30 ans après l’arrêt du programme de forage, la production est encore de 50 % de la production initiale.


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puits_gc_gs

Dans le cas du programme de forage gaz de schistes, il en va très différemment : 2 ans après l’arrêt du programme de forage, la production a déjà  chuté d’un facteur 2 et devient marginale au bout de 4 ou 5 ans. Si l’on veut maintenir à  son niveau maximum la production, il faut continuer à  forer à  un rythme voisin de celui de la dernière année du programme.

Sinon, la production s’écroule brutalement dès l’année suivante. Aux Etats-Unis où la croissance de la production a été de l’ordre de 50 % par an depuis 5 ans, la production future sera donc être très sensible au comportement d’investissement à  très court terme des industriels, comportement qui peut évoluer très vite en fonction de la conjoncture énergétique et financière. Il s’agit là  d’une exception dans le domaine des hydrocarbures, qu’il s’agisse de pétrole ou de gaz, où la plupart des gisements font l’objet d’une exploitation de longue durée. Plus généralement d’ailleurs les systèmes de production énergétique se caractérisent par des durées de vie qui s’expriment en décennies.

La comparaison des caractéristiques physiques des puits traditionnels et des puits de gaz de schiste ne semble pas a priori en faveur de ces derniers : la profondeur et les difficultés de forage sont au moins aussi importantes et souvent plus importantes pour un puits de gaz de schiste que pour un puits traditionnel. D’autre part il faut forer en moyenne plus de puits pour produire la même quantité totale de gaz naturel. Même en supposant des coà»ts de forage identiques, on s’attend donc à  trouver des coà»ts de production nettement plus élevés pour le gaz de schiste que pour le gaz conventionnel.
Aux Etats-Unis pourtant, le développement des gaz de schiste s’est accompagné d’une réduction des prix du gaz sur le marché.
Une bonne part d’explication à  ce développement réside dans les caractéristiques mêmes de cette production dont le profil temporel est très différent et celui du gaz conventionnel.
Pour un taux d’actualisation de 10 %, un industriel peut, pour une même rentabilité, investir 3,3 fois plus dans un forage de gaz de schiste que dans celui d’un puits de gaz conventionnel de même productivité totale (Dessus 2013) .
Le très rapide retour sur investissement des opérations de forage des gaz de schistes est donc un élément déterminant de son développement aux Etats-Unis qu’illustre la figure suivante.


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prod_gs_usa évolution de la production de gaz de schiste aux états Unis depuis 2000 (en milliards de pieds cube)

En effet, les forages de gaz de schiste ont des débits initiaux souvent nettement supérieurs à  ceux des puits conventionnels et peuvent trouver une rentabilité industrielle même si leur productivité totale reste très inférieure à  celles de la plupart des puits conventionnels dont l’exploitation complète exige des dizaines d’années.
C’est ainsi par exemple qu’à  coût de forage égal, un forage de puits de gaz de schiste de productivité totale de 50 millions de m3 et de 25 millions de m3 de débit initial dégage la même rentabilité qu’un puits conventionnel de productivité totale de 200 millions de m3 mais de débit annuel 5 fois plus faible.
Alors que les filières de production d’énergies fossiles se caractérisent par une grande inertie et donc par une forte pérennité, celle des gaz de schiste se caractérise par contre par sa très grande volatilité.

VIII 3 ET DES IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX LOURDS

C’est sur ce sujet que se sont concentrées les principales polémiques, aussi bien aux Etats-Unis qu’en France. Elles concernent plusieurs aspects environnementaux et sanitaires.

VIII 3 1 Un système localement invasif

L’observation de l’exploitation actuelle des gaz de schiste aux Etats-Unis montre une densité de puits de l’ordre de 2 à  4 puits au km2. Chacun de ces puits occupe de l’ordre de 1,5 à  2 hectares pendant la période de forage et de fracturation et une surface de 0,4 à  1,2 hectares en phase d’exploitation. à€ cela s’ajoutent les voies d’accès à  ces différents puits qui occupent de l’ordre de deux hectares par km2. C’est donc 4 à  10 % d’un territoire qui sont artificialisés au cours du forage et 2 à  4 % définitivement perdus pour d’autres activités.
Même si l’on peut réduire cette occupation d’un facteur deux à  trois au maximum en réalisant plusieurs forages horizontaux dans différentes directions à  partir d’un seul puits, cette activité conduit à  un véritable mitage des territoires, avec des conséquences en termes de concurrences d’usage des sols ou d’attrait touristique.

La question de l’eau

Chaque puits de gaz de schiste exige l’amenée sur le terrain de 15 000 à  20 000 m3 d’eau nécessaires à  la fracturation auxquels sont mélangés 100 à  150 tonnes de produits chimiques divers et 1 000 à  1 200 tonnes de sable. L’équipement d’une surface de 10 km2 en puits de gaz de schiste suppose donc l’amenée de 600 000 à  800 000 m3 d’eau, de 4 000 à  6 000 m3 de produits chimiques et de l’ordre de 50 000 tonnes de sable et donc la rotation de plusieurs milliers de camions, avec les nuisances qui y sont associées (bruit, pollution locale, dégradation des routes, émissions de CO2). Plus de la moitié de l’eau injectée reste dans le sous-sol et celle qui est extraite des puits après la fracturation est contaminée par les centaines de produits chimiques qui y sont mélangés et par son passage dans la roche mère qui la charge en sels minéraux divers. Il est donc indispensable de la décontaminer, à  la fois pour des raisons sanitaires et pour des raisons de protection de la ressource. Mais même dans le cas où l’eau récupérée est convenablement décontaminée, la perte en eau reste importante et créé des concurrences avec d’autres usages.
Les centaines de produits chimiques utilisés comme additifs dans l’opération de fracturation, dont la plupart sont toxiques ou cancérigènes, sont des polluants qui peuvent s’infiltrer dans les nappes phréatiques et contaminer l’eau que nous consommons. Les eaux usées qui remontent à  la surface, chargées de sels minéraux et de gaz, posent des questions de retraitement qui ne sont pas toutes résolues et émettent des rejets gazeux dont certains sont dangereux pour la santé (en particulier des hydrocarbures cancérigènes).
Quant aux eaux qui restent en sous sol, elles ont tendance à  filer dans les zones de moindre résistance, les couches les plus perméables, notamment les aquifères les plus proches.

Des émissions de GES accrues

Il s’agit essentiellement de la question des fuites de méthane qui accompagnent l’exploitation des gaz de schiste. Depuis le début des années 2000, la communauté scientifique que a pris une conscience plus aigüe de l’importance du méthane en tant que gaz à  effet de serre et de l’importance du système gazier dans ces émissions.
Depuis 2006 la plupart des études montrent que l’exploitation du gaz naturel non conventionnel par fracturation hydraulique aux Etats-Unis entraîne des émissions de méthane nettement plus élevées que celles du gaz conventionnel.
En tenant compte du transport et de la distribution (dont le poids semble se situer entre 0,7 % et 1,5 %), les émissions de méthane des puits non conventionnels apparaissent comme supérieures de 40 à  60 % à  celles des puits de gaz conventionnel. On peut néanmoins penser que des améliorations puissent être réalisées sur l’étape d’extraction de l’eau de fracturation à  la condition d’installer en sortie de puits un système de dégazage de l’eau efficace, au prix d’investissements supplémentaires.
A horizon de 20 ans, les émissions de méthane actuelles pourraient représenter aux Etats-Unis près de la moitié des émissions totales de gaz à  effet de serre, et les émissions fugitives du système gazier 17 % des émissions totales. Le développement des gaz de schiste dans l’état actuel des techniques pourrait avoir des conséquences importantes sur le climat à  court et moyen terme.

Quelques réflexions conclusives

Résumons ce que nous avons appris :

Sur les déterminants de l’évolution du secteur

  • Encore davantage qu’un secteur stratégique pour l’économie, l’énergie lui est littéralement consubstantielle ; pas d’énergie : rien !
  • L’énergie ne peut pas être produite ; elle ne peut être que transformée d’une forme en une autre ; pour plus de 80 % de la consommation, elle est, depuis deux siècles, extraite du sol où elle est stockée sous forme de combustibles fossiles ;
  • Ces combustibles fossiles sont forcément en quantités finies dans le sol. Se pose donc la question des réserves disponibles, difficiles à évaluer car elles sont enjeux de pouvoir et de communication de la part des acteurs concernés.
  • Pour ce qui concerne le pétrole, sa nature physique fait que sa production à partir d’un gisement passe inexorablement par un pic avant de décliner jusqu’à l’arrêt de l’exploitation.
  • Pour nombre d’activités (production d’électricité notamment), mais pas pour toutes (transport), les sources d’énergie peuvent être substituables, leur degré de substitution dépendant de leurs coûts relatifs actuels et prévisibles.
  • Parmi les combustibles fossiles, le pétrole, par ses qualités physico-chimiques d’une part, son faible coût de production relatif d’autre part, joue un rôle central dans l’économie : dans l’économie de l’énergie, parce que son prix sert de signal pour la mise en oeuvre ou non d’énergies de substitution ; et dans l’économie en général, en tant que quasi unique source d’énergie du secteur du transport, ce dernier étant vital dans la mise en oeuvre de la division du travail des économies modernes.
  • Le volume des réserves de pétrole est donc une quantité fondamentale pour notre avenir proche ; or nombre d’experts estiment que le pic pétrolier, c’est-à-dire le volume de production à partir duquel le débit de production ne pourra que décroître sans pouvoir répondre à une demande croissante des économies en expansion, est pour bientôt, voire déjà atteint, ce qui expliquerait les difficultés actuelles.

Pour l’avenir ?

De fait, personne ne peut prédire ce que sera le paysage énergétique en 2050. (…) L’incertitude porte sur tous les domaines : elle est technologique, économique, politique, financière et même démographique (Percebois, Mandil 2012 :11).

Les énergies renouvelables ou nouvelles (hydrogène par exemple) ne sont pas prêtes à prendre la relève ; les hydrocarbures non conventionnels, très agressifs vis-à-vis de l’environnement, sont ou bien réservés aux cas particuliers que sont les États-Unis et le Canada du fait notamment de la très faible densité de leur population, ou bien requerront des investissements massifs qui en renchériront le prix ;

La contrainte climatique va pousser à diminuer le poids relatif des combustibles fossiles dans le mix énergétique, ou à améliorer l’efficacité énergétique de l’économie, l’ensemble contribuant à en renchérir le prix aussi ; en fait,

(…) Tous les scénarios s’accordent sur une perspective de hausse durable des coûts énergétiques : demande croissante, raréfaction de l’offre bon marché, coût croissant des équipements et des matières premières, coût de la sûreté et de la protection de l’environnement, nécessité de financer les conséquences de l’intermittence des énergies renouvelables, tous ces facteurs augurent de prix des énergies de plus en plus élevés pour le consommateur final. (…) Presque tous les choix de politique énergétique à notre disposition sont extrêmement capitalistiques : c’est vrai de l’efficacité énergétique, en particulier dans le gisement le plus important, celui de l’habitat existant , c’est vrai de l’électricité renouvelable, et encore plus si on prend en compte la nécessité d’installations de  » back-up  » pour compenser l’intermittence de l’éolien et dans une moindre mesure du photovoltaïque, c’est vrai des nouvelles centrales nucléaires, c’est vrai de la capture et de la séquestration du CO2, c’est vrai des interconnexions électriques et gazières ; dans tous ces cas de lourdes dépenses en capital précèdent les revenus ou les atténuations de dépenses (Percebois, Mandil 2012 :12).

Notre prospérité ayant été fondée sur une diminution continue des prix de l’énergie en termes réels, une hausse structurelle de son prix équivaut à un appauvrissement relatif et générera des inégalités d’accès grandissantes, et les tensions sociales qui iront avec : il est urgent d’entamer la transition énergétique de l’économie !

 

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