Le pic pétrolier est tout proche
Nous allons assister à une insuffisance de la production pétrolière dans les deux ou trois ans à venir, estime cet expert saoudien.
Sadad Al Husseini, ancien cadre de la compagnie saoudienne Aramco, répond aux questions de Dave Bowden et Steve Andrew, pour ASPO USA, le 28 septembre 2009
Sadad : Je suis géologue de formation et ingénieur en champs pétroliers - ingénieur de production - de par mon expérience. J’ai débuté chez Aramco en 1970 et je suis en retraite depuis 2004. J’ai passé beaucoup de temps sur des activités d’exploration et de production mais aussi en gestion de projets. J’ai continué ensuite en tant que consultant.
Question : Prenons pour hypothèse que le déclin de la demande se stabilise et qu’une modeste croissance se manifeste d’ici environ un an. Y a-t-il de nouveaux projets pétroliers en cours pour répondre à une augmentation de la demande dans les années à venir ?
Sadad : J’ai suivi de nombreux projets, à l’échelle mondiale, depuis longtemps à la fois au Moyen-Orient et dans le reste du monde - Russie, Brésil, côte ouest de l’Afrique... Beaucoup d’informations sur ces projets sont dans le domaine public, il n’y a donc pas de mystères. L’Agence Internationale de l’énergie (IEA) à récemment publié ces mêmes chiffres. La conclusion, c’est qu’il n’y a pas assez de projets. Il n’y a pas de nouvelles capacités de production à venir, disons dans les cinq à six ans qui viennent, pour compenser le déclin de la production mondiale. Et cela suppose une baisse très modérée - 6% à 6.5% pour les producteurs hors OPEC, et peut-être 3.5% à 4% pour l’OPEC.
Même avec ces taux de déclins modestes, nous allons en fait assister à une insuffisance de la production dans les deux ou trois années à venir. Nous nous laissons à l’heure actuelle bercer par un excès de capacité qui a plus à voir avec une faiblesse de la demande qu’avec la production. Nous avons donc un problème à court terme. A plus long terme c’est encore pire car le temps nécessaire pour découvrir, développer, et mettre en production une exploitation pétrolière est de 10 ans. Les efforts à long terme sont également insuffisants. C’est à la fois un problème de court terme et de long terme.
Question : Pour l’Arabie-Saoudite, la production qui est à l’heure actuelle de 12,5 millions de barils par jour est-elle durable et y a t-il des projets pour accroitre cette capacité ?
Sadad : L’Arabie Saoudite est très crédible et très professionnelle concernant la publication de ses capacités et le respect de ses objectifs de productions. Quand le royaume a annoncé l’objectif d’une capacité de production de 12,5 millions de barils par jour, il a réellement engagé des fonds pour financer cette capacité et nous constatons aujourd’hui qu’il met en service : 250 000 barils/jour supplémentaires à Shaybah, 1,2 millions à Khurais, 500 000 à Khursaniyah et 900 000 à venir dans environ deux années à Manifa.Ces projets et ces capacités sont donc bien réels. Je ne pense pas que cela sera un problème pour l’Arabie Saoudite de délivrer la production qu’elle annonce. La question est : qu’en est-il du reste du monde ? Sera t-il capable de faire la différence ?
Si l’on considère les 85 à 90 millions de barils produits par jour, l’Arabie Saoudite en délivre 12,5 millions, qui pourra produire la différence et quel effort sera nécessaire pour y parvenir ? Et avec une production déclinant de 7% à 8% [par an], c’est 4 ou 5 millions de barils par jours de capacités nouvelles qui devraient provenir de nouveaux projets. C’est donc là le défi. Je ne pense pas que le problème soit l’Arabie-Saoudite. Je pense que le problème vient du reste du monde.
Question : Pourquoi pensez-vous qu’il y ait une telle dénégation sur le fait que la production de pétrole approche ou ait déjà atteint un plateau ?
Sadad : Il y a une résistance à accepter cette notion de plateau de l’offre mondiale de pétrole, qui est largement basée sur un manque d’information ou un manque de curiosité. En fait, si on se penche sur les informations publiées - par exemple le rapport annuel de la British Petroleum- elles indiquent très clairement que depuis 2003 la production a à peine augmenté. Donc l’information est disponible. Si vous regardez les publicités que Chevron utilise depuis quelques années, ils disent clairement que nous avons utilisé la moitié des réserves mondiales. L’information est là. Les faits sont là. Les prix du pétrole n’ont pas bondi autant en trois ou quatre années pour une autre raison qu’un manque de production. Certes, on a pu constater une volatilité, récemment en 2008, mais la tendance à l’augmentation est réapparue depuis 2002-2003. Donc ça se sont des réalités et ces résistances montrent que d’une certaine manière le marché ne sais pas prendre en compte ces réalités, que quelque part les gens ne peuvent pas faire face à ces réalités.
D’un autre coté, si on n’aborde pas ces problèmes, on n’améliorera pas la situation. La situation ne va pas aller en s’arrangeant. Elle va empirer car il y a une augmentation de la population partout dans le monde, et les standards de vie s’améliorent dans le monde entier, il existe dans le monde entier des aspirations pour une meilleure qualité de vie, et les gens veulent de l’énergie. Il est donc important de parler des faits et de venir avec des solutions plutôt que de faire comme si ces problèmes n’existaient pas et attendre que des solutions surgissent de nulle part. C’est le rôle des gouvernements de mettre en évidence ces problèmes et de trouver des solutions, ou au moins d’y réfléchir de d’essayer de les solutionner. Je pense donc que cette résistance est probablement peu avisée.
Question : Selon vous, quelle place occuperont les hydrocarbures non conventionnels dans le futur ?
Sadad : Je pense qu’il est très important de comprendre la différence entre les projets pétroliers classiques et les projets sur les gisements non conventionnels, comme par exemple les bruts extra-lourds. L’AIE a publié en 2008 un rapport sur les perspectives à long terme. Ils ont recensé toutes sortes de projets. Si l’on observe comme je l’ai fait les projets pétroliers classiques, et que l’on comptabilise la capacité cumulée par rapport au coût cumulé, on arrive à 30 000 à 32 000 dollars par baril de capacité de production quotidienne de pétrole conventionnel [1]. Voilà pour les projets des années 2008 à 2015.
En observant les pétroles non-conventionnels, comme l’extra-lourd du Canada, dans lesquels j’ai inclus deux projets qatari de conversion de gaz en carburant liquide, le coût par baril de capacité de production est de 92 000 dollars. C’est trois fois le coût du pétrole conventionnel.
Cela signifie que si vous voulez 100 000 barils de pétrole non conventionnel (Brut synthétique), vous devez investir 9 milliards de dollars. Et ce ne sont là que les coûts à l’heure actuelle. Pour le pétrole classique, quand on parvient à en trouver, c’est 3 milliards de dollars pour 100 000 barils/jour. Mais même le pétrole classique est devenu très coûteux. Si vous regardez les champs de Tengiz et de Kashagans, on y a investi de 40 à 50 milliards de dollars pour obtenir 500 000 à 600 000 barils de pétrole/jour. Tout devient donc beaucoup plus cher et plus lent à développer.
Je pense que nous utiliserons effectivement du pétrole synthétique. Durant la seconde guerre mondiale, les Allemands utilisaient des carburants obtenus à partir du charbon, mais c’était une solution très coûteuse. Nous ne pouvons pas remplacer les 80 millions de barils consommés chaque jour par des carburants produits à partir du charbon. Ce seront des compléments importants, mais pas des remplacements.
Question : Est-ce que les coûts énergétiques nets associés aux ressources pétrolières non conventionnelles seront un frein important pour leur développement ?
Sadad : Il ne fait aucun doute que l’énergie requise pour l’extraction des bruts extra-lourds, que ce soit sous la forme de combustibles comme le gaz naturel, pour chauffer les bitumes les liquéfier, ou en termes de processus d’exploitation minière en surface - où deux tonnes de sable sont extraites par baril de pétrole - puis dans le craquage et le raffinage, afin de les convertir en bruts synthétiques, ces coûts sont très élevés.
C’est la même chose pour la filière des carburants obtenus depuis le gaz ; fondamentalement on consomme un tiers du gaz pour livrer les deux autres tiers sous forme liquide. Donc, ceux-ci ont des rendements décroissants. Certes, on sera en mesure de produire. Je pense que tout le monde prévoit que 4 à 5 millions de barils par jour seront obtenus à partir de bruts non conventionnels, et cela atteindra peut-être 8 ou même 10 millions de barils d’ici 2030. Mais 8 millions de barils par jour ne représentent que 10 pour cent de la consommation totale. Ce n’est pas une solution.
Question : Il y a eu récemment de nombreuses annonces de découvertes de nouveaux champs de pétrole. Comment voyez-vous cela ? Quand et comment seront-ils capables de contribuer à l’approvisionnement mondial ?
Sadad : Il y a eu un nombre régulier de découvertes dans les derniers, disons cinq à dix ans, en termes de champs importants, et même de gisements géants, par exemple dans les grandes profondeurs du Golfe du Mexique. Mais ce sont des gisements très coûteux. Lorsque l’on fore un puits qui coûte entre 80 et 90 millions de dollars, ce puits ne vous dit pas ce que sont les réserves, et l’on doit forer quatre ou cinq puits supplémentaires pour les déterminer. Ensuite il faut trouver comment parvenir à fragmenter ce qui est fondamentalement de la roche à cette profondeur. Cela devient des champs dont le développement est très coûteux.
Les champs d’Afrique de l’Ouest, par exemple en Angola, sont un formidable succès en termes d’exploration, mais on se déplace désormais vers le plateau continental profond, et on est à court de zone de concessions, de superficies exploitables. Au Brésil, le gisement Tupi est une découverte fantastique. Géophysiquement parlant, les données sismiques ont été superbes, la précision de sa délimitation est merveilleuse. Ce sont des formations qui devraient avoir beaucoup de perméabilité.
D’autre part, [avec certaines de ces nouvelles découvertes] se pose le problème des bruts paraffinés, du gaz très acide qui doit être séparé de la production et réinjecté dans le réservoir. Vous avez des zones de sel qui sont très plastiques et pourraient être un problème en termes de maintien d’intégrité des puits. Il y a donc de nombreux défis pour ces champs, qui exigeront des innovations technologiques. Oui, il y a eu des découvertes, elles sont importantes, mais leur développement sera lent.
Si Tupi, qui a été découvert il y a quelques années, n’est pas en production avant 2017 ou 2018, cela représente beaucoup de temps à attendre. Quelle est la cible [de la production de ces nouveaux gisements] ? Un million de barils par jour. Les baisses de production auront dépassé ce niveau bien avant, et certainement au Brésil lui-même. Nous restons donc fondamentalement dans la même situation.
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[1] calculé ainsi : Investissement total/production quotidienne
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