L'industrie pétrolière est-elle en mesure de soutenir un monde qui consomme 105 millions de barils de pétrole par jour en 2025?
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Science et technologie du pétrole et du gaz -
© P. Hacquard et al., Publié par IFP Energies nouvelles, 2019
Il s'agit d'un article en libre accès distribué sous les termes de la licence d'attribution Creative Commons ( http://creativecommons.org/licenses/by/4.0 ), qui permet une utilisation, une distribution et une reproduction sans restriction sur n'importe quel support, à condition que l'œuvre originale soit correctement cité.
Être en mesure de comprendre précisément les trajectoires potentielles de l'offre et de la demande de matières premières ainsi que les incertitudes qui y sont associées sont les clés pour fournir aux décideurs une analyse pertinente et exhaustive. Ainsi, une quantité importante de modélisation prospective des systèmes énergétiques a été réalisée par une variété d'acteurs tels que les institutions de recherche, les organisations intergouvernementales et les sociétés d'énergie privées. Les résultats du modèle dépendent fortement d'hypothèses spécifiques, couvrant des macro-scénarios ( par exemple , la croissance économique, la démographie, les contraintes climatiques, etc.) et les degrés d'évolution technologique. Il y a beaucoup de place pour le débat autour de ces hypothèses, car aucun modèle ne peut vraiment reproduire la réalité de la complexité du monde ( Grandjean et al ., 2019 ). Cependant, ils fournissent des informations précieuses sur les grandes tendances futures et contribuent largement à influencer les décisions des dirigeants mondiaux et les variables économiques telles que les investissements privés.
L'une des institutions les plus renommées en matière de modélisation énergétique est l'Agence internationale de l'énergie (AIE) fondée par l'Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) en 1974 en réaction au premier choc pétrolier et à la crise du Moyen-Orient. Initialement conçue pour anticiper et réagir aux perturbations physiques de l'approvisionnement en pétrole et en tant que source de données liées à la situation du marché pétrolier et à d'autres secteurs énergétiques, l'AIE est désormais un large conseiller politique mondial sur la sécurité énergétique, le développement économique et la protection de l'environnement. Par conséquent, chaque année, l'AIE publie ses Perspectives énergétiques mondiales (WEO) dans lesquelles toutes les tendances liées à l'énergie sont analysées et évaluées. S'il est désormais focalisé sur toutes sortes de sources d'énergie, le marché pétrolier reste au cœur des préoccupations de l'institution et son analyse reste la plus attendue et lue par les différents acteurs. La plupart des acteurs de l'industrie pétrolière ( ExxonMobil, Total, Equinor, BP, DNV GL , etc.) utilisent et comparent leurs propres prévisions et scénarios avec l'analyse de l'AIE.
Dans cette perspective, trois scénarios principaux sont décrits ( AIE, 2018 ):
Selon l'AIE, aux taux actuels d'approbation des projets et si les
installations existantes sont maintenues, 19 mb / j pourraient être
fournis par de nouveaux projets, à l'exclusion des États-Unis non
conventionnels. Néanmoins, 15 mb / j supplémentaires seraient encore nécessaires pour éviter un resserrement de l'offre d'ici 2025 et au-delà.
Compte tenu de l'état actuel du marché pétrolier, une seule source
d'approvisionnement semble en mesure de combler cette lacune dans un
délai aussi court: la production non conventionnelle américaine.
Mais pour atteindre ce volume de production, le niveau de production
réel devrait doubler (7,419 mb / j estimé par la US Energy Information
Administration en avril 2019).
Ainsi, pour la première fois depuis sa première publication, l'AIE indique clairement la solidité d'un resserrement de l'offre d'ici 2025: « Le risque d'un resserrement de l'offre se profile le plus dans le pétrole. Le niveau moyen des approbations de nouveaux projets de brut conventionnel au cours des trois dernières années n'est que la moitié du montant nécessaire pour équilibrer le marché jusqu'en 2025, compte tenu des perspectives de la demande dans le scénario des nouvelles politiques. Il est peu probable que le pétrole américain tendu à rattraper le retard. Nos projections intègrent déjà un doublement du pétrole américain étanche d'ici à 2025, mais il faudrait plus que tripler pour compenser l'absence continue de nouveaux projets conventionnels »( AIE, 2018 ).
Dans ce contexte, il semble intéressant de se concentrer sur les deux questions suivantes: (i) pourquoi l'AIE ne s'appuie-t-elle pas sur d'autres sources d'approvisionnement que le pétrole non conventionnel américain pour répondre à la demande et (ii) le pétrole non conventionnel américain peut-il vraiment produire 15 mb / j d'ici 2025?
Dans cet article, nous soulignerons ensuite les principaux facteurs qui peuvent limiter la capacité du pétrole non conventionnel américain à combler l'écart entre une production en baisse rapide et une demande en hausse.
La première section de cet article se concentrera sur l'analyse du secteur en amont d'aujourd'hui et les défis auxquels il est confronté pour répondre à la demande toujours croissante de pétrole. Pour sonder la capacité du potentiel pétrolier non conventionnel américain à compenser ce déficit potentiel d'approvisionnement, la deuxième section étudiera différents scénarios de production. Les résultats sont finalement discutés dans la section 3 , en parallèle avec les limites de production de pétrole non conventionnelles pour d'autres régions. La conclusion de cet article confirme le risque important d'un resserrement de l'offre d'ici 2025 et au-delà au rythme actuel des investissements et de la croissance de la demande de pétrole.
Les volumes découverts provenant de forages à impact élevé (cibles de
forage> 100 mb) ont globalement chuté de 50% au cours de cette
période par rapport aux 5 années précédentes.
Le nombre de puits forés inférieur, qui a chuté de 28% au cours de la
période, ne représente que moins de la moitié de cette baisse ( figure 3 ), la baisse des taux de réussite commerciale et la taille moyenne des découvertes expliquant le reste.
Par conséquent, le renouvellement du portefeuille est devenu un problème critique pour l'industrie pétrolière. Au cours des 5 dernières années, le taux de réussite commerciale de l'exploration des frontières 2 vient d'atteindre 6% pour 154 puits pour un coût de 11 milliards USD ( Westwood Global Energy Group, 2019 ).
Le faible taux de réussite de l'exploration, ainsi que les bas prix du
pétrole, ont conduit l'industrie en amont à réduire son exposition au
risque en réduisant le budget d'exploration de 20% de l'investissement
total en 2010 à un creux record de 10% en 2018 ( AIE, 2019a ).
La plupart des principales sociétés d'exploration et de production ont
accru leurs investissements dans l'amélioration de la production à
partir des champs existants.
Seule une poignée d'entreprises ayant des niveaux de production
importants ont pu remplacer leurs réserves produites uniquement par
l'exploration ( Westwood Global Energy Group, 2019 ).
Une conséquence directe de cette difficulté accrue à découvrir de
nouvelles réserves est également la tendance à la hausse des fusions et
acquisitions observée dans le secteur pétrolier au cours des dernières
années ( Fosse et al. , 2015 ).
En plus de cela, la taille moyenne des découvertes a considérablement chuté de 500 à 1 000 mmboe 3 il y a 40 ans à 50 à 100 mmboe au cours des 5 dernières années. Il a régulièrement diminué d'année en année et a atteint un creux historique de 57 Mbep en 2018 ( Westwood Global Energy Group, 2019 ).
Un champ de pétrole conventionnel atteindra son pic de production au cours de la première année après la mise en service avant d'entrer dans une phase de déclin exponentiel irréversible appelée phase de déclin. L'estimation du taux de déclin peut varier selon les caractéristiques du terrain entre 3% et 9,5% par an. Environ 81% de la production mondiale de liquide est actuellement en phase de déclin ( BP, 2018 ; Fustier et al. , 2016 ; AIE, 2018 ). Aujourd'hui, le mix d'approvisionnement mondial repose de plus en plus sur de petits champs. Et plus les champs sont petits, plus leur production diminue rapidement. Ainsi, les nouveaux champs ont un taux de déclin deux fois plus élevé que celui observé il y a 40 ans sur les grands champs.
Par conséquent, la production mondiale de pétrole brut conventionnel a culminé en 2008 à 69 mb / j ( AIE, 2018 ) et a depuis baissé d'environ 2,5 mb / j sans reprise attendue prochainement. Seuls les développements des LGN 4 , du pétrole extra-lourd et du bitume (EHOB) et du pétrole serré ont compensé cette baisse et permis à l'économie mondiale de continuer à croître ( AIE, 2018 ). Pour satisfaire la demande sans le soutien massif des non-conventionnels américains, au moins 16 milliards de bœufs doivent être découverts d'ici 2025 chaque année. Près de deux fois plus que les niveaux actuels ( AIE, 2018 ).
Comme mentionné précédemment, le nombre d'appareils de forage conventionnels et non conventionnels actifs dans le monde a été réduit de 28% depuis les sommets de 2014. Sur les 2182 plates-formes en service en mai 2019, la moitié étaient situées en Amérique du Nord (dont 93% aux États-Unis, figure 3 ). Actuellement, 87,2% des plates-formes américaines sont dédiées au forage de puits horizontaux, ce qui signifie qu'environ la moitié de tous les puits forés dans le monde aujourd'hui sont dédiés à des ressources non conventionnelles ( BHGE, 2019 ). Le nombre d'appareils de forage est relativement élastique et pourrait rapidement augmenter à nouveau si les prix du pétrole et les conditions du marché reviennent à des niveaux plus attrayants. Cependant, il est important de souligner que la plupart de cette flexibilité ne peut être observée qu'aux États-Unis où les facteurs de production peuvent être mobilisés rapidement.
En 2018, les investissements dans le secteur amont étaient toujours
inférieurs de 40% à ceux observés en 2014. La majeure partie de cette
contraction est due à des volumes d'investissement plus faibles.
Cependant, les entreprises bénéficient également d'un environnement de
prix favorable de la part de leurs fournisseurs sous pression. Ajusté aux coûts actuels en amont, il représente tout de même un investissement en baisse de 12% par rapport au pic de 2014.
Une autre différence majeure est que les investissements pétroliers
Tight représentent désormais 26% de tous les investissements en amont
contre 17% sur 2010-2015 ( AIE, 2019a ).
De nombreux facteurs peuvent expliquer la tendance à la baisse des investissements à la suite de la crise pétrolière de 2014, (i) la perspective de prix bas du pétrole en raison de l'entrée rapide du pétrole brut non conventionnel sur le marché; (ii) cette tendance a également un impact négatif sur les cours des actions des sociétés pétrolières et gazières qui se concentrent alors sur le maintien du niveau de dividende (programme de rachat, etc.) et ne pas investir dans de nouveaux projets; (iii) le passage à des stratégies renouvelables pour de nombreuses sociétés pétrolières et gazières ( BP, Total, Equinor, Royal Dutch Shell , etc.) impactant le montant de leur budget dédié au projet Pétrole et Gaz; (iv) le système bancaire est de moins en moins incité à financer des projets pétroliers et gaziers à risque du fait notamment des pressions sociales des actionnaires; (v) les stratégies d'aversion au risque ont réduit le budget d'exploration de la plupart des grandes sociétés pétrolières et gazières, en se concentrant sur l'amélioration de la production des champs existants ainsi que sur l'exploration en champ proche (moins capitalistique mais moins de volumes découverts); (vi) l'accident de BP dans le golfe du Mexique et l'amende qui en résulte (20 Mds $ +) ont eu un impact sur le budget dédié à la sécurité et au HSE pour la plupart des entreprises internationales; (vii) la pression publique a ralenti certains processus dans le monde pour l'octroi de licences et de permis de forage (îles Lofoten en Norvège par exemple) et récemment (viii) la guerre commerciale entre la Chine et les États-Unis a affecté les perspectives de croissance économique mondiale et la croissance de la consommation de pétrole à moyen terme.
Pour une autre année consécutive, la croissance des investissements mondiaux en amont devrait alors rester modérée en 2019. Elle est estimée entre 3% et 8%, contre 15% avant le point bas de 2014 ( IFPEN, 2019a ). De plus, il existe des disparités régionales importantes, principalement entre l'Amérique du Nord (taux de croissance des investissements de 18%) et le reste du monde (+ 2%). Cette différence s'explique simplement par des investissements massifs dans le pétrole non conventionnel américain qui représente 21% des investissements mondiaux aux États-Unis ( AIE, 2019a ). Les projets développés sont menés dans un contexte de baisse des prix des services et se concentrent principalement sur des environnements offshore moins profonds et moins capitalistiques ( IFPEN, 2019a ).
Après leur retrait de l'accord nucléaire iranien conclu en 2015, les États-Unis viseront à mettre un terme total aux achats de pétrole brut iranien. Il était associé à des sanctions contre les pays qui continuent de l'acheter, au risque de tensions avec plusieurs alliés. Le déficit maximum pourrait couvrir un volume pouvant atteindre 2,7 mb / j, le volume moyen exporté enregistré au début de 2018. Plus récemment, les tensions dans le détroit d'Ormuz suggèrent une augmentation des perturbations dans une région où environ 20% de la production mondiale de pétrole transite. tous les jours ( EIA, 2019 ). En Libye, les activités de forage à terre viennent de reprendre après 3 ans d'interruption. Les tensions récentes ont mis en doute la capacité de son industrie à se redresser dans un contexte de projets plus coûteux et complexes. Entre 2012 et 2013, la production avait déjà été divisée par 6 ( IFPEN, 2019b ). Après avoir connu l'une des baisses annuelles les plus importantes jamais enregistrées en 2018 ( figure 6 ), la production au Venezuela continuera de baisser alors que son économie s'enfonce dans la crise. Le resserrement de la trésorerie à Petroleos de Venezuela ( PDVSA ) et la mauvaise gestion des réservoirs ont déjà réduit la production de près de 1,6 mb / j au cours des 3 dernières années. Les sanctions financières américaines appliquées en janvier 2019 devraient aggraver les pertes ( AIE, 2019b ).
De telles pressions du côté de l'offre sont par nature très difficiles à
prévoir et ajoutent des incertitudes importantes sur la stabilité du
système mondial d'approvisionnement en pétrole à court terme.
En raison de la mauvaise image de l'industrie pétrolière par les jeunes générations, faire craindre une pénurie de talents dans les années à venir devient un problème critique. Le secteur de l'énergie était uniquement classé sixième parmi les huit principales industries par les étudiants en ingénierie et en informatique et une seule majeure en énergie figurait parmi les 50 employeurs les plus attractifs au monde en 2018 ( Universum, 2019 ).
Les politiques anti-pétrole font leur chemin dans le paysage politique. En France, tous les projets d'exploration ont récemment été interdits à partir de 2040. Le fonds souverain norvégien, le plus grand du monde, vient d'annoncer son retrait de tous les purs acteurs de l'exploration dans les années à venir. Dans le secteur financier, de nombreuses banques, principalement européennes mais aussi américaines, poussées par les demandes des actionnaires, ont décidé de se retirer d'investir dans les sables bitumineux canadiens ou américains non conventionnels.
Si ces quelques exemples peuvent sembler anecdotiques en termes d'impact aujourd'hui, ils constituent des «signaux faibles» envoyés au reste de la communauté internationale pour demain. Le désinvestissement dans le secteur en amont devrait augmenter à l'avenir et n'est plus uniquement le résultat des variations des prix du marché.
Ces facteurs courts et non exhaustifs soulignent les défis croissants du secteur en amont pour répondre à une future demande croissante de pétrole. Outre le déclin des ressources géologiques, de nombreux aspects économiques, sociétaux et géopolitiques rendent le marché plus complexe et incertain ( Equinor, 2018 ; Hache et al ., 2019b ). Après les mêmes observations, l'AIE déclare pour la première fois dans le WEO 2018 qu'au rythme actuel des investissements et des découvertes, l'industrie ne pourra fournir au monde le pétrole dont elle a besoin que si les États-Unis non conventionnels doublent leur production d'ici 2025. En effet, avec une relative stabilité politique, la moitié des capacités mondiales de forage, une source abondante de cash et un réseau industriel et des infrastructures déjà développés, ils apparaissent comme les seuls capables de combler cette lacune à court terme. Mais, malgré les progrès technologiques et d'importantes réserves découvertes, les non conventionnels américains peuvent-ils à eux seuls compenser le déclin inévitable des champs conventionnels? Un examen plus approfondi du potentiel pétrolier non conventionnel américain sera présenté dans la partie suivante, sur la base de données historiques et d'un nouveau modèle de potentiel de production.
Plus de 125000 puits horizontaux ont été forés à ce jour aux États-Unis.Les données fournies par la US Energy Information Administration (EIA) mettent en évidence deux tendances linéaires distinctes des taux de forage annuels au cours de la période du boom pétrolier non conventionnel américain (2010 à aujourd'hui) ( EIA, 2019 ). La première tendance associée aux prix élevés du pétrole en 2010-2014 a vu en moyenne environ 15 500 puits horizontaux forés par an. Il s'agit du taux de forage horizontal le plus élevé observé à ce jour et sera considéré comme le «taux de forage élevé» dans le modèle. La tendance actuelle du forage peut être observée après la baisse des prix du pétrole de 2014 à aujourd'hui avec environ 8 000 puits horizontaux par an ( Fig. 7 ). Il est considéré comme le «faible taux de forage» dans notre modèle.
D'un autre côté, la productivité moyenne par puits horizontal a triplé
au cours des 7 dernières années aux États-Unis, compensant la baisse
exponentielle rapide de la productivité après la mise en service et
permettant le taux de production record actuel que personne n'avait
prévu.
Deux hypothèses ont ensuite été avancées concernant l'évolution de la
productivité pour évaluer le potentiel des non-conventionnels
américains. Celui qui laisse place à des améliorations de la productivité, où la productivité moyenne par puits continuera d'augmenter. Cette hypothèse reflète l'évolution possible de la technologie combinée à une meilleure compréhension du sous-sol.
Cette augmentation de la productivité a été mise en place suivant la
tendance moyenne à l'amélioration des 7 dernières années (environ +50
bpj au pic de production) ( Fig. 8 ). L'autre considère que la productivité restera stable et n'augmentera ni ne diminuera au cours des prochaines années. En 2018, le pic de productivité était en moyenne de 647 b / j par puits.
Le modèle a été calculé sur une base mensuelle où le taux de baisse de
la production d'un puits est fixé pour chaque mois de production en
fonction des performances historiques des 7 dernières années.
Quatre scénarios seront présentés en utilisant l'hypothèse décrite ci-dessus:
Les hypothèses utilisées dans le modèle peuvent être considérées comme
optimistes par rapport à des paramètres supplémentaires qui peuvent
affecter négativement la production de pétrole non conventionnelle
américaine:
Concernant les dernières World Energy Outlook (WEO), l'AIE a également
réalisé des projections de production pour le pétrole non conventionnel
américain.
Leur modèle, qui se veut plus prédictif, est cohérent avec nos
résultats et nos prévisions selon lesquelles la production devrait
atteindre un pic autour de 9 mb / j vers 2023. Lorsque nous regardons de
plus près, certaines de leurs hypothèses sont également discutables. Ils envisagent notamment un taux de forage d'environ 20 000 puits par an. L'analyse de sensibilité montre que le nombre de puits forés par an a le plus grand impact dans notre modèle.
En utilisant un taux de forage IEA de 20 000 puits, notre modèle
atteint jusqu'à 17,8 mb / j en 2025 dans le scénario d'augmentation de
la productivité et 12,9 mb / j sans augmentation de la productivité.
Néanmoins, 20 000 puits peuvent être considérés comme une hypothèse
très optimiste compte tenu des tendances actuelles et passées. Compte tenu du nombre actuel d'appareils de forage actifs aux États-Unis ( figure 3
), il semble très peu probable, dans le contexte actuel des prix du
marché, qu'il reprenne assez rapidement pour aller plus loin que les
taux de 2011-2014 avant 2025. En revanche , et du point de vue de l'AIE,
la productivité devrait diminuer au fil du temps, compte tenu des
éléments présentés ci-dessus ( AIE, 2018 ).
De leur côté, l'EIA est plus optimiste avec un pic de production qui
devrait atteindre environ 12 mb / j d'ici 2025 dans leur scénario de
base ( EIA, 2019 ). Les ordres de grandeur sont alors cohérents avec notre scénario HDR - PI.
En conclusion, à travers notre analyse ou les scénarios fournis par les agences de modélisation de l'énergie, aucun modèle actuel ne permet aux non-conventionnels américains d'atteindre 15 mbpj de production d'ici 2025. Dans ce contexte, serait-il possible d'imaginer que l'exploitation d'autres ressources non conventionnelles pourrait émerger dans d'autres pays de la même manière qu'aux États-Unis? Les intérêts des pays sont nombreux: la sécurité énergétique, la baisse des prix du gaz et de l'électricité ainsi que de nombreux emplois qui dynamiseraient n'importe quelle économie dans le monde.
Néanmoins, les États-Unis ont combiné un certain nombre de facteurs en faveur de l'émergence rapide d'une industrie non conventionnelle qui ne sera probablement pas observée ensemble ailleurs, notamment: un accès étroit et rapide au marché intérieur (les États-Unis sont le premier plus grand consommateur de pétrole au monde). ), une industrie déjà bien développée avec de nombreuses infrastructures (les États-Unis sont historiquement parmi les trois premiers producteurs mondiaux), des entreprises et des universités avec des connaissances, des compétences et une expérience approfondies, la moitié des plates-formes de forage mondiales, un réseau d'investissement mature et important, des ressources financières abondantes (grand panel d'investisseurs, marché très structuré) ainsi que des droits miniers spécifiques donnant la propriété souterraine aux propriétaires ( Bauquis, 2014 ). Dans les régions à fort potentiel de production non conventionnelle (Argentine, Chine, Russie, etc.), il est peu probable que nous voyions une production non conventionnelle émerger dans la mesure qui a été observée aux États-Unis, pour une ou plusieurs des raisons ci-dessus, selon sur les spécificités locales. À titre d'exemple, la Chine, qui devrait avoir les moyens et les ressources pour pénétrer rapidement cette industrie, a récemment dû réduire ses ambitions en raison de la difficulté à atteindre ses objectifs de rentabilité ( Trent, 2019 ).
De plus, comme ce fut le cas au début du boom des non-conventionnels aux États-Unis, une augmentation rapide de la production non conventionnelle entraînera mécaniquement une augmentation de la demande pour tous les produits nécessaires à leur extraction tels que les sables spéciaux, les agents viscosifiants pour les fluides d'injection, le forage tuyaux, location de gréement ou salaires. Cette augmentation de la demande entraînera une hausse des prix et même des problèmes d'approvisionnement qui pourraient réduire la rentabilité déjà fragile de certains projets ( Bauquis, 2014 ). Par conséquent, une évaluation au cas par cas de chaque pays doit être envisagée pour évaluer leur potentiel de production réel à moyen terme, car les facteurs affectant les coûts de production et la rentabilité du projet sont nombreux et différents ( par exemple , les coûts de forage, la profondeur du réservoir, salaires, réglementations environnementales, impôts et redevances, propriété des ressources, etc.).
Étant donné le lien étroit qui existe actuellement entre la consommation d'énergie et la croissance économique mondiale 6 , il est alors difficile de mentionner la possibilité d'un resserrement du pétrole sans mentionner ses principales conséquences possibles. La littérature fournit déjà des analyses des conséquences, principalement économiques, d'un manque d'approvisionnement en pétrole sur notre société, y compris la hausse des prix du pétrole. Si les impacts peuvent varier considérablement d'un secteur et d'une région à l'autre, le secteur des transports (aérien, maritime, transport de passagers) sera l'un des premiers fortement touchés car il repose principalement sur l'utilisation de carburants liquides. Les opérations et les chaînes d'approvisionnement perturbées par les hausses de prix pourraient entraîner rapidement des pertes financières importantes ou une faillite. L'inflation mondiale des prix qui en résulte, combinée à des marchés incertains, pourrait déclencher une récession économique mondiale ou une crise financière, entraînant une réduction de la richesse mondiale et des problèmes sociaux. De telles perspectives et conséquences possibles ne peuvent être prises à la légère et nous obligent aujourd'hui à anticiper et à atténuer le risque d'une contraction de l'approvisionnement énergétique mondial. De nouvelles politiques doivent être mises en place pour minimiser le risque de resserrement de l'offre et réduire autant que possible les impacts négatifs d'un tel événement sur nos sociétés.
En outre, la perspective d'un ralentissement de l'approvisionnement en pétrole réaffirme fortement, conformément aux objectifs climatiques mondiaux, la nécessité d'une transition vers une utilisation de plus en plus modérée et efficace de notre énergie et le déploiement de capacités plus renouvelables. Les pays gagneront en indépendance énergétique et réduiront partiellement l'impact d'un resserrement du pétrole sur leurs économies.
Science et technologie du pétrole et du gaz -
Article régulier 16 Décembre 2019
TRADUCTION GOOGLE
1 Equinor, Forusbeen 50, 4035 Stavanger, Norvège
2 IFP Energies nouvelles, 1-4, avenue de Bois-Préau, 92852 Rueil-Malmaison Cedex, France
3 Institut français des affaires internationales et stratégiques (IRIS), 75011 Paris, France
4 EconomiX-CNRS, Université de Paris, Nanterre, France
2 IFP Energies nouvelles, 1-4, avenue de Bois-Préau, 92852 Rueil-Malmaison Cedex, France
3 Institut français des affaires internationales et stratégiques (IRIS), 75011 Paris, France
4 EconomiX-CNRS, Université de Paris, Nanterre, France
* Auteur correspondant: emmanuel.hache@ifpen.fr
Reçu: 10 octobre 2019
Accepté: 8 novembre 2019
Cet article étudie le risque important d'un resserrement de l'offre sur
le marché pétrolier d'ici 2025 et au-delà, compte tenu du rythme actuel
des investissements et de la croissance de la demande mondiale.
Nous nous concentrons particulièrement sur le secteur en amont
d'aujourd'hui et les défis auxquels il est confronté pour répondre à la
demande toujours croissante de pétrole.
Nous étudions ensuite différents scénarios de production pour le
potentiel pétrolier non conventionnel américain et tirons des
conclusions sur sa capacité potentielle à compenser le contexte
d'affaiblissement de l'approvisionnement en pétrole conventionnel
(baisse de la production, déclin des découvertes, investissement
insuffisant, risques géopolitiques persistants et pressions
environnementales).
Nous concluons qu'avec l'augmentation de la demande de pétrole, la
probabilité d'un resserrement du pétrole d'ici 2025 est loin d'être
nulle. Accepté: 8 novembre 2019
© P. Hacquard et al., Publié par IFP Energies nouvelles, 2019
Il s'agit d'un article en libre accès distribué sous les termes de la licence d'attribution Creative Commons ( http://creativecommons.org/licenses/by/4.0 ), qui permet une utilisation, une distribution et une reproduction sans restriction sur n'importe quel support, à condition que l'œuvre originale soit correctement cité.
1. Introduction
L'évolution et l'avenir du système énergétique mondial ont toujours été au cœur des préoccupations des gouvernements, des institutions internationales et des sociétés énergétiques en raison de son rôle fondamental dans les questions économiques, politiques, environnementales et climatiques. En 2018, la production mondiale de pétrole a atteint pour la première fois le montant de 100 millions de barils par jour (mb / j) ( AIE, 2018 ). Derrière ce repère symbolique se cache une tendance constante s'étalant sur plusieurs décennies: une économie en croissance qui nécessite une quantité abondante de pétrole. Ainsi, un besoin toujours croissant d'élargir l'offre mondiale de services énergétiques bon marché et accessibles parallèlement à une pression pour faire face à l'objectif de 2 ° C de l'Accord de Paris implique de fortes incertitudes quant à l'avenir du système énergétique mondial.Être en mesure de comprendre précisément les trajectoires potentielles de l'offre et de la demande de matières premières ainsi que les incertitudes qui y sont associées sont les clés pour fournir aux décideurs une analyse pertinente et exhaustive. Ainsi, une quantité importante de modélisation prospective des systèmes énergétiques a été réalisée par une variété d'acteurs tels que les institutions de recherche, les organisations intergouvernementales et les sociétés d'énergie privées. Les résultats du modèle dépendent fortement d'hypothèses spécifiques, couvrant des macro-scénarios ( par exemple , la croissance économique, la démographie, les contraintes climatiques, etc.) et les degrés d'évolution technologique. Il y a beaucoup de place pour le débat autour de ces hypothèses, car aucun modèle ne peut vraiment reproduire la réalité de la complexité du monde ( Grandjean et al ., 2019 ). Cependant, ils fournissent des informations précieuses sur les grandes tendances futures et contribuent largement à influencer les décisions des dirigeants mondiaux et les variables économiques telles que les investissements privés.
L'une des institutions les plus renommées en matière de modélisation énergétique est l'Agence internationale de l'énergie (AIE) fondée par l'Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) en 1974 en réaction au premier choc pétrolier et à la crise du Moyen-Orient. Initialement conçue pour anticiper et réagir aux perturbations physiques de l'approvisionnement en pétrole et en tant que source de données liées à la situation du marché pétrolier et à d'autres secteurs énergétiques, l'AIE est désormais un large conseiller politique mondial sur la sécurité énergétique, le développement économique et la protection de l'environnement. Par conséquent, chaque année, l'AIE publie ses Perspectives énergétiques mondiales (WEO) dans lesquelles toutes les tendances liées à l'énergie sont analysées et évaluées. S'il est désormais focalisé sur toutes sortes de sources d'énergie, le marché pétrolier reste au cœur des préoccupations de l'institution et son analyse reste la plus attendue et lue par les différents acteurs. La plupart des acteurs de l'industrie pétrolière ( ExxonMobil, Total, Equinor, BP, DNV GL , etc.) utilisent et comparent leurs propres prévisions et scénarios avec l'analyse de l'AIE.
Dans cette perspective, trois scénarios principaux sont décrits ( AIE, 2018 ):
- le scénario des politiques actuelles (CPS) basé uniquement sur les lois et réglementations existantes, excluant ainsi les ambitions et les objectifs qui ont été déclarés par les gouvernements du monde entier,
- le scénario des nouvelles politiques (NPS), qui fournit une évaluation mesurée de la direction que pourraient prendre les cadres et ambitions politiques actuels, ainsi que l'évolution continue des technologies connues, dans le secteur de l'énergie au cours des prochaines décennies,
- le scénario de développement durable (SDD) est un scénario récent explorant ce qu'il faudrait pour atteindre les objectifs de développement durable de la COP21 en 2015 pour limiter le réchauffement climatique en dessous de 2 ° C et fournir un accès universel à l'énergie moderne d'ici 2030.
 | Fig. 1 Prévision de l'offre et de la demande de pétrole brut dans le scénario NPS *. |
Ainsi, pour la première fois depuis sa première publication, l'AIE indique clairement la solidité d'un resserrement de l'offre d'ici 2025: « Le risque d'un resserrement de l'offre se profile le plus dans le pétrole. Le niveau moyen des approbations de nouveaux projets de brut conventionnel au cours des trois dernières années n'est que la moitié du montant nécessaire pour équilibrer le marché jusqu'en 2025, compte tenu des perspectives de la demande dans le scénario des nouvelles politiques. Il est peu probable que le pétrole américain tendu à rattraper le retard. Nos projections intègrent déjà un doublement du pétrole américain étanche d'ici à 2025, mais il faudrait plus que tripler pour compenser l'absence continue de nouveaux projets conventionnels »( AIE, 2018 ).
Dans ce contexte, il semble intéressant de se concentrer sur les deux questions suivantes: (i) pourquoi l'AIE ne s'appuie-t-elle pas sur d'autres sources d'approvisionnement que le pétrole non conventionnel américain pour répondre à la demande et (ii) le pétrole non conventionnel américain peut-il vraiment produire 15 mb / j d'ici 2025?
Dans cet article, nous soulignerons ensuite les principaux facteurs qui peuvent limiter la capacité du pétrole non conventionnel américain à combler l'écart entre une production en baisse rapide et une demande en hausse.
La première section de cet article se concentrera sur l'analyse du secteur en amont d'aujourd'hui et les défis auxquels il est confronté pour répondre à la demande toujours croissante de pétrole. Pour sonder la capacité du potentiel pétrolier non conventionnel américain à compenser ce déficit potentiel d'approvisionnement, la deuxième section étudiera différents scénarios de production. Les résultats sont finalement discutés dans la section 3 , en parallèle avec les limites de production de pétrole non conventionnelles pour d'autres régions. La conclusion de cet article confirme le risque important d'un resserrement de l'offre d'ici 2025 et au-delà au rythme actuel des investissements et de la croissance de la demande de pétrole.
2 Facteurs affaiblissant le secteur en amont
2.1 Baisse des ressources conventionnelles
Le pic des découvertes de ressources pétrolières conventionnelles a été atteint il y a des décennies, et le nombre de découvertes n'a cessé de diminuer depuis ( Fig. 2 ). S'il existe encore aujourd'hui des découvertes conventionnelles ( Rystad Energy, 2018 ) 1 , la plupart d'entre elles sont des ressources non conventionnelles comme le pétrole non conventionnel américain ou les sables bitumineux au Canada. À la suite de la baisse des prix du pétrole en 2014, les découvertes ont atteint un niveau record au cours des 4 dernières années avec moins de 9 milliards de barils équivalent pétrole (bnboe) découverts par an ( Rystad Energy, 2019 ). | Fig.2 Historique des découvertes de pétrole conventionnel. |
 | Fig. 3 Nombre de plates-formes mondiales. |
En plus de cela, la taille moyenne des découvertes a considérablement chuté de 500 à 1 000 mmboe 3 il y a 40 ans à 50 à 100 mmboe au cours des 5 dernières années. Il a régulièrement diminué d'année en année et a atteint un creux historique de 57 Mbep en 2018 ( Westwood Global Energy Group, 2019 ).
Un champ de pétrole conventionnel atteindra son pic de production au cours de la première année après la mise en service avant d'entrer dans une phase de déclin exponentiel irréversible appelée phase de déclin. L'estimation du taux de déclin peut varier selon les caractéristiques du terrain entre 3% et 9,5% par an. Environ 81% de la production mondiale de liquide est actuellement en phase de déclin ( BP, 2018 ; Fustier et al. , 2016 ; AIE, 2018 ). Aujourd'hui, le mix d'approvisionnement mondial repose de plus en plus sur de petits champs. Et plus les champs sont petits, plus leur production diminue rapidement. Ainsi, les nouveaux champs ont un taux de déclin deux fois plus élevé que celui observé il y a 40 ans sur les grands champs.
Par conséquent, la production mondiale de pétrole brut conventionnel a culminé en 2008 à 69 mb / j ( AIE, 2018 ) et a depuis baissé d'environ 2,5 mb / j sans reprise attendue prochainement. Seuls les développements des LGN 4 , du pétrole extra-lourd et du bitume (EHOB) et du pétrole serré ont compensé cette baisse et permis à l'économie mondiale de continuer à croître ( AIE, 2018 ). Pour satisfaire la demande sans le soutien massif des non-conventionnels américains, au moins 16 milliards de bœufs doivent être découverts d'ici 2025 chaque année. Près de deux fois plus que les niveaux actuels ( AIE, 2018 ).
Comme mentionné précédemment, le nombre d'appareils de forage conventionnels et non conventionnels actifs dans le monde a été réduit de 28% depuis les sommets de 2014. Sur les 2182 plates-formes en service en mai 2019, la moitié étaient situées en Amérique du Nord (dont 93% aux États-Unis, figure 3 ). Actuellement, 87,2% des plates-formes américaines sont dédiées au forage de puits horizontaux, ce qui signifie qu'environ la moitié de tous les puits forés dans le monde aujourd'hui sont dédiés à des ressources non conventionnelles ( BHGE, 2019 ). Le nombre d'appareils de forage est relativement élastique et pourrait rapidement augmenter à nouveau si les prix du pétrole et les conditions du marché reviennent à des niveaux plus attrayants. Cependant, il est important de souligner que la plupart de cette flexibilité ne peut être observée qu'aux États-Unis où les facteurs de production peuvent être mobilisés rapidement.
2.2 Investissement insuffisant
Après 2014 et la chute des prix du pétrole de plus de 100 $ le baril à moins de 45 $ en moyenne annuelle en 2016 ( Fig. 4 ), les dépenses d'investissement dans la partie amont de l'industrie pétrolière ont été considérablement réduites d'environ 1 USD - 2 billions ( Fig. 5 ). Les conséquences de cette réduction drastique sont encore incertaines et n'ont pas encore été ressenties sur la production mondiale. | Fig.4 Prix historique du pétrole Brent en USD nominal par baril. |
 | Fig. 5 Investissement mondial en amont de pétrole et de gaz en milliards de dollars américains |
De nombreux facteurs peuvent expliquer la tendance à la baisse des investissements à la suite de la crise pétrolière de 2014, (i) la perspective de prix bas du pétrole en raison de l'entrée rapide du pétrole brut non conventionnel sur le marché; (ii) cette tendance a également un impact négatif sur les cours des actions des sociétés pétrolières et gazières qui se concentrent alors sur le maintien du niveau de dividende (programme de rachat, etc.) et ne pas investir dans de nouveaux projets; (iii) le passage à des stratégies renouvelables pour de nombreuses sociétés pétrolières et gazières ( BP, Total, Equinor, Royal Dutch Shell , etc.) impactant le montant de leur budget dédié au projet Pétrole et Gaz; (iv) le système bancaire est de moins en moins incité à financer des projets pétroliers et gaziers à risque du fait notamment des pressions sociales des actionnaires; (v) les stratégies d'aversion au risque ont réduit le budget d'exploration de la plupart des grandes sociétés pétrolières et gazières, en se concentrant sur l'amélioration de la production des champs existants ainsi que sur l'exploration en champ proche (moins capitalistique mais moins de volumes découverts); (vi) l'accident de BP dans le golfe du Mexique et l'amende qui en résulte (20 Mds $ +) ont eu un impact sur le budget dédié à la sécurité et au HSE pour la plupart des entreprises internationales; (vii) la pression publique a ralenti certains processus dans le monde pour l'octroi de licences et de permis de forage (îles Lofoten en Norvège par exemple) et récemment (viii) la guerre commerciale entre la Chine et les États-Unis a affecté les perspectives de croissance économique mondiale et la croissance de la consommation de pétrole à moyen terme.
Pour une autre année consécutive, la croissance des investissements mondiaux en amont devrait alors rester modérée en 2019. Elle est estimée entre 3% et 8%, contre 15% avant le point bas de 2014 ( IFPEN, 2019a ). De plus, il existe des disparités régionales importantes, principalement entre l'Amérique du Nord (taux de croissance des investissements de 18%) et le reste du monde (+ 2%). Cette différence s'explique simplement par des investissements massifs dans le pétrole non conventionnel américain qui représente 21% des investissements mondiaux aux États-Unis ( AIE, 2019a ). Les projets développés sont menés dans un contexte de baisse des prix des services et se concentrent principalement sur des environnements offshore moins profonds et moins capitalistiques ( IFPEN, 2019a ).
2.3 Risques géopolitiques persistants
Les récentes instabilités géopolitiques et les incertitudes sociétales ont également affecté la capacité d'approvisionnement d'importants producteurs et il est très probable que cela se reproduira à l'avenir. Dans l'ensemble, la géopolitique de l'énergie se situe à la croisée des chemins entre les éléments structurels fondateurs de la seconde moitié du XXIe siècle, les facteurs économiques actuels et la géopolitique résultant de l'intégration des énergies renouvelables dans le mix énergétique mondial ( Bonnet et al. , 2019 ; Hache, 2016 ; Hache et al. , 2019a , b ). Les préoccupations actuelles sont concentrées dans quelques zones spécifiques, principalement au Moyen-Orient et plus récemment dans le détroit d'Ormuz mais aussi au Venezuela et en Libye.Après leur retrait de l'accord nucléaire iranien conclu en 2015, les États-Unis viseront à mettre un terme total aux achats de pétrole brut iranien. Il était associé à des sanctions contre les pays qui continuent de l'acheter, au risque de tensions avec plusieurs alliés. Le déficit maximum pourrait couvrir un volume pouvant atteindre 2,7 mb / j, le volume moyen exporté enregistré au début de 2018. Plus récemment, les tensions dans le détroit d'Ormuz suggèrent une augmentation des perturbations dans une région où environ 20% de la production mondiale de pétrole transite. tous les jours ( EIA, 2019 ). En Libye, les activités de forage à terre viennent de reprendre après 3 ans d'interruption. Les tensions récentes ont mis en doute la capacité de son industrie à se redresser dans un contexte de projets plus coûteux et complexes. Entre 2012 et 2013, la production avait déjà été divisée par 6 ( IFPEN, 2019b ). Après avoir connu l'une des baisses annuelles les plus importantes jamais enregistrées en 2018 ( figure 6 ), la production au Venezuela continuera de baisser alors que son économie s'enfonce dans la crise. Le resserrement de la trésorerie à Petroleos de Venezuela ( PDVSA ) et la mauvaise gestion des réservoirs ont déjà réduit la production de près de 1,6 mb / j au cours des 3 dernières années. Les sanctions financières américaines appliquées en janvier 2019 devraient aggraver les pertes ( AIE, 2019b ).
 | Fig. 6 Production historique de pétrole vénézuélien. |
2.4 Un nouvel accord environnemental
Un aspect important des risques qui pèsent sur l'avenir des capacités en amont et qui ne doivent pas être pris à la légère sont les problèmes climatiques et environnementaux auxquels nous sommes confrontés et leur influence croissante sur les économies, le comportement des consommateurs et les décideurs. Les consommateurs demandent de plus en plus de transparence de la part des États et des institutions du monde entier. Un lobbyisme et un activisme intensifs ont conduit à de récentes décisions historiques qui affecteront l'approvisionnement en pétrole à long terme. Récemment, plusieurs engagements pris par les principales sociétés pétrolières, comme Equinor, BP ou Royal Dutch Shell, ont été observés au sein du groupe d'investisseurs Climate Action 100+ et d'autres sont à venir. D'autres majors comme Total se sont engagées à devenir neutres en carbone d'ici 2030. Cela aura forcément un impact sur leurs investissements, qui ne seront plus entièrement dédiés au renouvellement de leurs réserves de pétrole mais aussi au développement de nouvelles activités bas carbone. Certaines entreprises se sont même totalement désengagées de leurs activités fossiles à l'image du géant français de l'énergie Engie 5 .En raison de la mauvaise image de l'industrie pétrolière par les jeunes générations, faire craindre une pénurie de talents dans les années à venir devient un problème critique. Le secteur de l'énergie était uniquement classé sixième parmi les huit principales industries par les étudiants en ingénierie et en informatique et une seule majeure en énergie figurait parmi les 50 employeurs les plus attractifs au monde en 2018 ( Universum, 2019 ).
Les politiques anti-pétrole font leur chemin dans le paysage politique. En France, tous les projets d'exploration ont récemment été interdits à partir de 2040. Le fonds souverain norvégien, le plus grand du monde, vient d'annoncer son retrait de tous les purs acteurs de l'exploration dans les années à venir. Dans le secteur financier, de nombreuses banques, principalement européennes mais aussi américaines, poussées par les demandes des actionnaires, ont décidé de se retirer d'investir dans les sables bitumineux canadiens ou américains non conventionnels.
Si ces quelques exemples peuvent sembler anecdotiques en termes d'impact aujourd'hui, ils constituent des «signaux faibles» envoyés au reste de la communauté internationale pour demain. Le désinvestissement dans le secteur en amont devrait augmenter à l'avenir et n'est plus uniquement le résultat des variations des prix du marché.
Ces facteurs courts et non exhaustifs soulignent les défis croissants du secteur en amont pour répondre à une future demande croissante de pétrole. Outre le déclin des ressources géologiques, de nombreux aspects économiques, sociétaux et géopolitiques rendent le marché plus complexe et incertain ( Equinor, 2018 ; Hache et al ., 2019b ). Après les mêmes observations, l'AIE déclare pour la première fois dans le WEO 2018 qu'au rythme actuel des investissements et des découvertes, l'industrie ne pourra fournir au monde le pétrole dont elle a besoin que si les États-Unis non conventionnels doublent leur production d'ici 2025. En effet, avec une relative stabilité politique, la moitié des capacités mondiales de forage, une source abondante de cash et un réseau industriel et des infrastructures déjà développés, ils apparaissent comme les seuls capables de combler cette lacune à court terme. Mais, malgré les progrès technologiques et d'importantes réserves découvertes, les non conventionnels américains peuvent-ils à eux seuls compenser le déclin inévitable des champs conventionnels? Un examen plus approfondi du potentiel pétrolier non conventionnel américain sera présenté dans la partie suivante, sur la base de données historiques et d'un nouveau modèle de potentiel de production.
3. Méthodologie
Pour évaluer le potentiel du pétrole non conventionnel américain et répondre à la question de savoir s'il peut ou non répondre à la demande croissante de combustibles fossiles à moyen et long terme, un modèle a été développé. Cette dernière ne vise pas à prévoir avec précision le niveau de la production de pétrole non conventionnel américain dans les années à venir. Basée sur des tendances historiques, elle vise plutôt à estimer les limites de ses capacités dans le cadre actuel d'évolution technologique et d'investissement. Les réservoirs de pétrole étanches sont caractérisés par une qualité inférieure à celle des réservoirs conventionnels. Ils sont compacts avec de faibles perméabilités et porosités nécessitant une certaine fracturation hydraulique pour produire leur pétrole, ce qui se traduit par des taux de production très faibles et en baisse rapide. Contrairement aux champs conventionnels où la production augmente pendant plusieurs mois ou années, un puits de pétrole non conventionnel américain atteindra son pic de productivité très rapidement, environ 1 à 2 mois après sa mise en service. Il diminuera ensuite de façon exponentielle et perdra jusqu'à 70% de sa productivité maximale après la première année, et 90% après la deuxième année de production ( EIA, 2019 ). A titre de comparaison, les débits moyens des puits non conventionnels sont 10 à 100 fois inférieurs à ceux des puits conventionnels, conduisant à un nombre accru de puits nécessaires pour atteindre la même production. Ainsi, les deux principaux paramètres identifiés et utilisés pour calibrer et exécuter le modèle, qui ont la plus forte influence sur le taux de production de pétrole non conventionnel américain, sont le nombre de puits horizontaux forés par an et la productivité moyenne par puits au fil du temps.Plus de 125000 puits horizontaux ont été forés à ce jour aux États-Unis.Les données fournies par la US Energy Information Administration (EIA) mettent en évidence deux tendances linéaires distinctes des taux de forage annuels au cours de la période du boom pétrolier non conventionnel américain (2010 à aujourd'hui) ( EIA, 2019 ). La première tendance associée aux prix élevés du pétrole en 2010-2014 a vu en moyenne environ 15 500 puits horizontaux forés par an. Il s'agit du taux de forage horizontal le plus élevé observé à ce jour et sera considéré comme le «taux de forage élevé» dans le modèle. La tendance actuelle du forage peut être observée après la baisse des prix du pétrole de 2014 à aujourd'hui avec environ 8 000 puits horizontaux par an ( Fig. 7 ). Il est considéré comme le «faible taux de forage» dans notre modèle.
 | Fig. 7 Modèles de taux de forage de puits horizontaux aux États-Unis. |
 | Fig. 8 Productivité moyenne historique par puits horizontal au fil du temps. Les prévisions 2019-2025 sont basées sur l'augmentation moyenne de la productivité par an sur 2010-2018. |
Quatre scénarios seront présentés en utilisant l'hypothèse décrite ci-dessus:
- Taux de forage élevé - Augmentation de la productivité (HDR - PI);
- Taux de forage élevé - Productivité stable (HDR - SP);
- Faible taux de forage - augmentation de la productivité (LDR - PI);
- Faible taux de forage - Productivité stable (LDR - SP).
4 Résultats et discussions
Fin 2025, les résultats de notre modélisation montrent que le scénario HDR-PI, où la production est en constante augmentation, atteint 14,1 mbpj. Le scénario HDR-SP augmente également de façon continue mais à un rythme plus lent pour atteindre 10,2 Mb / j. Dans le scénario LDR-PI, la production diminue immédiatement avant la reprise, car le déclin naturel de la production est compensé par des améliorations de la productivité dans les nouveaux puits pour atteindre 7,4 mb / j. Le scénario LDR-SP voit sa production diminuer continuellement pour atteindre 5,5 mb / j ( Fig. 9 ). Dans tous les scénarios, la production américaine de pétrole non conventionnel est inférieure aux 15 mbpj nécessaires selon l'AIE pour équilibrer l'offre et la demande dans les années à venir. | Fig. 9 US Données de production historiques non conventionnelles et résultats de modélisation des différents scénarios évalués. |
- il n'est pas considéré qu'après un certain temps, comme pour les champs conventionnels, les zones les plus productives auront toutes été mises en production et les opérateurs devront se tourner vers les zones moins riches, ce qui aura nécessairement un impact sur les prix d'équilibre et la productivité dans le long terme,
- il a été démontré qu'en raison de la proximité des puits horizontaux dans les réservoirs non conventionnels, les puits nouvellement forés pouvaient «cannibaliser» les anciens puits déjà en production et réduire leur productivité ( Matthews et al. , 2019 ),
- aucune coupure économique n'est envisagée dans la durée de vie des puits, alors que la plupart d'entre eux sont arrêtés après un certain temps de production,
- l'activité non conventionnelle reste très capitalistique et après de nombreuses années de dépenses élevées, les investisseurs commencent à se concentrer sur la discipline budgétaire, ce qui pourrait limiter les investissements à l'avenir,
- l'environnement financier, c'est -à- dire les conditions de taux bas, pourrait évoluer défavorablement dans les années à venir,
- pour maintenir les coûts bas, il est nécessaire d'optimiser au maximum tous les équipements, ce qui implique le forage continu de nouveaux puits. Cela signifie que les entreprises doivent constamment avoir de nouveaux emplacements à forer. La concurrence pour acquérir de nouvelles zones de forage aux États-Unis est rude. Cela aura des répercussions sur la capacité des producteurs à maintenir le seuil de rentabilité à long terme.
 | Fig.10 États-Unis Production de pétrole restreinte, investissements et flux de trésorerie disponibles. |
En conclusion, à travers notre analyse ou les scénarios fournis par les agences de modélisation de l'énergie, aucun modèle actuel ne permet aux non-conventionnels américains d'atteindre 15 mbpj de production d'ici 2025. Dans ce contexte, serait-il possible d'imaginer que l'exploitation d'autres ressources non conventionnelles pourrait émerger dans d'autres pays de la même manière qu'aux États-Unis? Les intérêts des pays sont nombreux: la sécurité énergétique, la baisse des prix du gaz et de l'électricité ainsi que de nombreux emplois qui dynamiseraient n'importe quelle économie dans le monde.
Néanmoins, les États-Unis ont combiné un certain nombre de facteurs en faveur de l'émergence rapide d'une industrie non conventionnelle qui ne sera probablement pas observée ensemble ailleurs, notamment: un accès étroit et rapide au marché intérieur (les États-Unis sont le premier plus grand consommateur de pétrole au monde). ), une industrie déjà bien développée avec de nombreuses infrastructures (les États-Unis sont historiquement parmi les trois premiers producteurs mondiaux), des entreprises et des universités avec des connaissances, des compétences et une expérience approfondies, la moitié des plates-formes de forage mondiales, un réseau d'investissement mature et important, des ressources financières abondantes (grand panel d'investisseurs, marché très structuré) ainsi que des droits miniers spécifiques donnant la propriété souterraine aux propriétaires ( Bauquis, 2014 ). Dans les régions à fort potentiel de production non conventionnelle (Argentine, Chine, Russie, etc.), il est peu probable que nous voyions une production non conventionnelle émerger dans la mesure qui a été observée aux États-Unis, pour une ou plusieurs des raisons ci-dessus, selon sur les spécificités locales. À titre d'exemple, la Chine, qui devrait avoir les moyens et les ressources pour pénétrer rapidement cette industrie, a récemment dû réduire ses ambitions en raison de la difficulté à atteindre ses objectifs de rentabilité ( Trent, 2019 ).
De plus, comme ce fut le cas au début du boom des non-conventionnels aux États-Unis, une augmentation rapide de la production non conventionnelle entraînera mécaniquement une augmentation de la demande pour tous les produits nécessaires à leur extraction tels que les sables spéciaux, les agents viscosifiants pour les fluides d'injection, le forage tuyaux, location de gréement ou salaires. Cette augmentation de la demande entraînera une hausse des prix et même des problèmes d'approvisionnement qui pourraient réduire la rentabilité déjà fragile de certains projets ( Bauquis, 2014 ). Par conséquent, une évaluation au cas par cas de chaque pays doit être envisagée pour évaluer leur potentiel de production réel à moyen terme, car les facteurs affectant les coûts de production et la rentabilité du projet sont nombreux et différents ( par exemple , les coûts de forage, la profondeur du réservoir, salaires, réglementations environnementales, impôts et redevances, propriété des ressources, etc.).
5. Conclusion
Dans le contexte d'un secteur conventionnel en déclin (baisse de la production, déclin des découvertes, investissement insuffisant, risques géopolitiques persistants et pression environnementale), les non-conventionnels américains sont apparus comme la nouvelle opportunité pour l'industrie pétrolière et gazière de répondre à la demande croissante supposée. Néanmoins, face à une demande de pétrole qui continuerait de croître dans les années à venir, la probabilité d'un resserrement du pétrole d'ici 2025 est loin d'être nulle. Selon notre étude, il est peu probable que les États-Unis soient en mesure de doubler leur production non conventionnelle dans les années à venir, et il semble peu probable qu'un autre pays soit en mesure de mettre en production un tel volume de pétrole non conventionnel d'ici quelques années.Étant donné le lien étroit qui existe actuellement entre la consommation d'énergie et la croissance économique mondiale 6 , il est alors difficile de mentionner la possibilité d'un resserrement du pétrole sans mentionner ses principales conséquences possibles. La littérature fournit déjà des analyses des conséquences, principalement économiques, d'un manque d'approvisionnement en pétrole sur notre société, y compris la hausse des prix du pétrole. Si les impacts peuvent varier considérablement d'un secteur et d'une région à l'autre, le secteur des transports (aérien, maritime, transport de passagers) sera l'un des premiers fortement touchés car il repose principalement sur l'utilisation de carburants liquides. Les opérations et les chaînes d'approvisionnement perturbées par les hausses de prix pourraient entraîner rapidement des pertes financières importantes ou une faillite. L'inflation mondiale des prix qui en résulte, combinée à des marchés incertains, pourrait déclencher une récession économique mondiale ou une crise financière, entraînant une réduction de la richesse mondiale et des problèmes sociaux. De telles perspectives et conséquences possibles ne peuvent être prises à la légère et nous obligent aujourd'hui à anticiper et à atténuer le risque d'une contraction de l'approvisionnement énergétique mondial. De nouvelles politiques doivent être mises en place pour minimiser le risque de resserrement de l'offre et réduire autant que possible les impacts négatifs d'un tel événement sur nos sociétés.
En outre, la perspective d'un ralentissement de l'approvisionnement en pétrole réaffirme fortement, conformément aux objectifs climatiques mondiaux, la nécessité d'une transition vers une utilisation de plus en plus modérée et efficace de notre énergie et le déploiement de capacités plus renouvelables. Les pays gagneront en indépendance énergétique et réduiront partiellement l'impact d'un resserrement du pétrole sur leurs économies.
Remerciements
Cet article a reçu le soutien financier de l' Agence Nationale de la Recherche (ANR) dans le cadre du projet GENERATE. Les auteurs tiennent à remercier les critiques anonymes dont les commentaires et suggestions nous ont aidés à améliorer cet article. Les auteurs remercient également Nathalie Keller, François Kalaydjian et Jérôme Sabathier pour leurs commentaires et suggestions perspicaces. Les erreurs restantes sont bien sûr les nôtres. Les opinions exprimées ici sont strictement celles des auteurs et ne doivent pas être interprétées comme représentant celles d' IFP Energies nouvelles ou d' Equinor .
1
En 2018, selon Rystad Energy, la plupart des découvertes
conventionnelles se trouvaient en Guyane (2 milliards de milliards), en
Russie (1,3 milliard), aux États-Unis (0,746 milliard), à Chypre (0,67
milliard), à Oman (0,67 milliard), en Norvège (0,5 milliard) ),
L'Australie (0,35 milliard de milliards), le Royaume-Uni (0,3 milliard),
le Gabon (0,2 milliard) et la Malaisie (0,19 milliard).
6
En effet, le taux de croissance économique élevé est généralement dû à
l'industrialisation, l'urbanisation, les infrastructures de transport,
etc., qui dépendent principalement de la consommation d'énergie comme le
pétrole et le charbon. Ils sont utilisés pour produire de l'électricité, de la chaleur et des combustibles pour le transport (voir Waheed et al., 2019 pour une revue complète de la littérature).
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