Pétrole, l'éléphant dans la cuisine..

Publié le par ottolilienthal

«On va tout droit vers un baril à plus de 100 dollars»

Les nouvelles contraintes environnementales commencent à peser sur les prix de l’énergie, constate Benjamin Louvet, spécialiste des matières premières chez Ofi AM

Alors que le prix du litre de l’essence approche 2 euros dans certaines stations de l’hexagone, les Français ont aussi subi une hausse des tarifs réglementés du gaz au début du mois. Les prix de l’énergie s’envolent sur les marchés, signe d’un déséquilibre entre l’offre et la demande, mais pas seulement.

Benjamin Louvet est spécialiste des matières premières chez Ofi AM. Pour lui, l’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option, observe-t-il.

Pétrole, gaz, électricité, les prix s’emballent. Est-ce la conséquence d’un classique déséquilibre offre-demande ?

Les prix du pétrole dépendent d’un semblant d’équilibre offre-demande maintenu artificiellement par l’Opep. A court terme, la reprise de la consommation excède la quantité de pétrole mise par le cartel sur le marché. L’offre devrait se réajuster fin 2021 début 2022, sans pour autant entraîner une baisse des cours.

 

Pourquoi ?

Avant la crise, le monde consommait de l’ordre de 100 millions de barils/jours. Le dernier rapport de l’Opep estime la demande à 96,7 millions de barils en moyenne cette année, et table sur 100,8 millions de barils/jour l’an prochain, un chiffre revu à la hausse par rapport à ses prévisions du mois dernier. Le cartel a une réserve : il a prévu de mettre sur le marché 400 000 barils/jour supplémentaires tous les mois jusqu’en septembre 2022. Au-delà de ce coup de pouce, le problème est que les investissements dans le secteur sont depuis plusieurs années inférieurs à ce qui est nécessaire pour remplacer la déplétion naturelle des puits. On sent bien que si on revient à des niveaux de consommation supérieurs à leur niveau d’avant la crise, il y aura de grosses tensions. Facteur inquiétant, qui vaut signal d’alarme : la Russie a été autorisée à augmenter sa production dans le cadre de son accord avec l’Opep+. Or, depuis trois ou quatre mois, celle-ci stagne. Moscou avait fait valoir il y a quelques années que sa production atteindrait un plateau en 2021, avant de décliner. Nous y sommes peut-être.

« Le monde est allé trop vite dans ses désinvestissements  ! La consommation pétrolière n’a pas ralenti dans les mêmes proportions »

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prône néanmoins la fin de tous nouveaux projets d’investissements pétroliers et gaziers…

Le monde est déjà allé trop vite dans ses désinvestissements ! La consommation pétrolière n’a pas ralenti dans les mêmes proportions, et les nouvelles contraintes environnementales s’imposent déjà. Compte tenu des trajectoires actuelles de l’offre et de la demande, on va tout droit vers un baril à plus de 100 dollars.

Quid du gaz et de l’électricité ?

Ce qui fait le prix de l’électricité, c’est le coût marginal de production : quel est le prix de production du mégawattheure supplémentaire pour répondre à la demande. Aujourd’hui, la consommation asiatique est en plein boom. Les producteurs d’électricité sont obligés de taper dans leur stock de gaz et, parfois, de rallumer leurs vieilles centrales à charbon pour satisfaire la demande mondiale. Cela rejaillit sur le marché européen, où la réglementation impose aux producteurs d’énergie de compenser leurs émissions de CO2 en achetant des certificats carbone. Leur cours augmente. Il vient de dépasser les 63 euros la tonne, son plus haut niveau historique… Cela s’ajoute au coût des intrants, ce qui fait s’envoler le prix du kilowattheure.

C’est une tension « transitoire » liée au redémarrage de l’économie mondiale…

Pas seulement. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option. Au Royaume-Uni, 20 % de l’électricité est d’origine éolienne. En l’absence de vent, comme c’est le cas actuellement, le prix du kilowattheure s’envole littéralement. L’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. Tant qu’on n’a pas de solution de stockage pertinente, il faudra financer et entretenir deux systèmes électriques, celui des renouvelables, et le système de secours qui doit pouvoir compenser dès que le vent ou le soleil font défaut, ou que la demande grimpe pour une raison ou une autre. C’est évidemment plus coûteux que d’entretenir un seul système. A cela s’ajoute le fait qu’une externalité négative qui n’était pas valorisée jusqu’à récemment, le CO2, a aujourd’hui un prix qui ne cesse de grimper. Les prix spot sont à des niveaux records un peu partout en Europe. La France est en partie protégée du fait de son nucléaire historique, mais les interconnexions européennes lors des pics de consommation font que cela finit par rejaillir chez nous.

« On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple »

Il faut donc se faire à l’idée de prix énergétiques structurellement plus élevés ?

Il faut arrêter de croire, et de dire, que la transition énergétique sera facile et ne coûtera pas cher. Aux prix de l’énergie s’ajoute celui des métaux nécessaires à cette transformation, et qui ont déjà commencé à augmenter. On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple. Les matières premières nécessaires à leur fabrication représentent entre 20 % et 25 % du prix final et la rareté de certaines d’entre elles pose déjà des problèmes. Cela a d’autres conséquences. Par exemple, la taxonomie européenne a vocation à flécher les financements vers les activités essentielles à la transition énergétique. Il faut absolument qu’elle intègre l’industrie minière, car si ce secteur a du mal à se financer, ce sera une catastrophe pour la transition verte.

C’est aussi un sujet politique…

En cas d’hiver très froid, l’Europe peut subir des black-out. Au Royaume-Uni, deux opérateurs privés d’électricité viennent de faire faillite. Ils n’avaient pas couvert leur prix sur les marchés à terme. Quand les cours ont explosé sur le marché « spot », ils n’ont pas pu répercuter immédiatement l’augmentation aux clients, et ils n’avaient pas les reins assez solides pour assumer ça. La situation est réellement tendue. En France, cela devrait être un des thèmes centraux de la campagne présidentielle. Les tarifs du gaz et de l’électricité pour les particuliers vont encore augmenter l’an prochain, les prix à la pompe ne cessent de grimper. C’est un sujet qui touche au portefeuille et plus largement au mode de vie de la population.

En Europe, des pénuries de pétrole se profilent à brève échéance

C'est ce que concluent trois experts du pétrole, pour qui « il est primordial de mettre en place rapidement, à l'échelle appropriée, une planification raisonnée de la transition énergétique, visant à ce que le rythme des effets des mesures prises pour réduire la consommation de pétrole soit supérieur à celui du déclin prévisible des approvisionnements. »

Car « la production pétrolière totale des seize principaux fournisseurs de l'Europe risque de se contracter significativement d'ici à 2030. Parmi ces pays figurent presque tous les grands exportateurs de brut hormis le Brésil, le Canada, le Venezuela et les Emirats arabes unis, dont les exportations sont absorbées par la demande américaine et asiatique. Conséquence du déclin des découvertes et des réserves de pétrole conventionnel, une telle contraction paraît inéluctable au-delà de 2030.

Le problème du « pic pétrolier » n'a pas été dissipé, mais seulement retardé par le boom du pétrole de schiste aux Etats-Unis.

Face à cette tendance inexorable, les pays membres de l'Union européenne, qui importent autant de pétrole que la Chine, sont vulnérables. »

👉Pour lire l'article en entier : https://www.lesechos.fr/…/opinion-en-europe-des-penuries-de…?
👉Pour reçevoir des nouvelles du Shift Project, le think tank a l'origine de l'étude en question : https://goo.gl/forms/VlTTcwzwL41b73f33

(par Jean-Noël Geist)

 

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/365721228244766

"Il reste des quantités astronomiques de pétrole sous nos pieds, qu'on n'arrivera jamais à épuiser". Et pour cause, on n'ira jamais en chercher la majeure partie, parce qu'elle coute très cher à extraire, et surtout parce qu'elle ne représente que très peu d'intérêt énergétique : le Taux de Retour Energétique (TRE) est très bas. Difficile de soutenir notre civilisation avec ça.

Le pic de production de pétrole conventionnel (dont le TRE est élevé et nous permet de vivre comme on vit) a probablement été franchi au milieu des années 2000 (d'après l'AIE et nombreux observateurs). Et le déclin devrait s'accélérer significativement (notamment au regard des découvertes faméliques du début des années 2010 malgré des investissements conséquents dans l'exploration, puis le désinvestissement important des dernières années).

Il existe des milliers de milliards de barils de réserves non-conventionnelles :

* huiles de schistes (ou pétrole de roche mère, shale oil), principalement produits aux Etats-Unis à ce jour (environ 8-10% de la production mondiale), toujours difficilement rentables, et présentant un TRE autour de 5.

* sables bitumineux principalement produits au Canada (~3% de la production mondiale), avec un TRE stagnant autour de 4, et qui vient de prendre un coup sévère avec l'annulation du projet Keystone XL.

* schistes bitumineux, production négligeable à ce jour, avec un TRE compris entre 1 et 2, voire potentiellement en-dessous de 1 (donc on dépenserait plus d'énergie qu'on n'en récolte : ça ne sert à rien)

Les schistes bitumineux (oil shale) sont un stade de maturation du kérogène encore moins avancé que le pétrole de roche mère. On a deux options pour les exploiter :

1) attendre que la nature fasse le travail de maturation sur des dizaines de millions d'années, soumettant le kérogène à des températures et pressions croissantes par enfouissements sédimentaires, avant de migrer le liquide et le gaz, nous offrant ainsi gratuitement un trésor servant à la fois à nourrir 8 milliards de personnes et envoyer des milliardaires dans l'espace

2) si on est hyper-pressés de tout cramer en quelques décennies, soumettre le kérogène à un processus très énergivore reproduisant rapidement le travail de la nature (notamment par une pyrolyse à 500 degrés)

On pourrait rajouter à cela le Coal-To-Liquid : du pétrole synthétisé à partir de charbon par le procédé Fischer-Tropsch. Cela a pu servir à l'Allemagne nazie sevrée de pétrole pour continuer à faire voler les avions de la Luftwaffe. Cela a pu servir au régime d'apartheid d'Afrique du Sud sous sanction et privé d'importations de pétrole. Mais avec un TRE de 2-3 (voire en-dessous de 1 comme observé à l'usine de Shenhua en Chine), on ne peut là non plus guère compter là-dessus pour soutenir nos modes de vie.

Sans parler du fait que tout cela serait aberrant sur le plan climatique, et que les investisseurs et les politiques auraient de plus en plus tendance à tourner le dos à ces "opportunités".
https://westernresourceadvocates.org/…/assessment-of-energ…/

En complément, le TRE du coal to liquid à l'usine de Shenhua :

https://energyskeptic.com/…/eroi-negative-for-coal-to-liqu…/

Une petite histoire du coal to liquid en Allemagne nazie et en Afrique du Sud sous l'apartheid (coal to liquid que l'auteur de cet article voit comme une formidable opportunité pour poursuivre sur le mode jemenfoutiste) :

https://slate.com/…/the-nazi-germany-apartheid-south-africa…

(commenté et publié par C Farhangi)

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/365654748251414

"Le monde consomme du pétrole mais n'est pas prêt à y investir. Cette tendance [à la faiblesse des investissements en amont] pourrait devenir une "nouvelle norme" pour les grandes entreprises mondiales et entraîner l'épuisement des ressources. Le monde court le risque d'être confronté à un déficit aigu de pétrole et de gaz. " Igor Sechin, PDG Rosneft

 

extrait de https://2000watts.org/index.php/energies-fossiles/peak-oil/1214-energies-economie-petrole-et-peak-oil-revue-mondiale-juin-2021.html

Pourquoi le prix du baril de pétrole pourrait dépasser les 100 dollars début 2022

Expert du marché des hydrocarbures, Benjamin Louvet craint qu'à la crise sanitaire se succède une crise pétrolière, tant le déséquilibre entre la demande vivement repartie et l'offre, contrainte par le manque d'investissements depuis des années, devrait se creuser.

Revenu à des sommets depuis octobre 2018, les cours des principales références mondiales de brut ne cessent de profiter des signaux de reprise de la demande, sous l'effet des réouvertures des économies, alors que le gros de la crise sanitaire semble désormais derrière nous. Mais alors que plusieurs observateurs affirmaient après le krach historique de mars dernier que la demande mondiale ne retrouvera peut-être jamais son niveau d'avant-crise, l'Agence internationale de l'Energie a indiqué cette semaine qu'elle voyait celle-ci atteindre un nouveau pic historique... dès le quatrième trimestre 2022. De l'autre côté, l'offre ne repartira clairement pas aussi vite, limitée par le manque criant d'investissements des groupes pétroliers depuis plusieurs années. Analyse de Benjamin Louvet, gérant matières premières chez Ofi Asset Management.

BFM Bourse: Quel est votre avis sur le niveau actuel des cours du brut ?

Benjamin Louvet: À court terme, nous avons affaire à une hausse orchestrée, liée à plusieurs éléments. La première chose, c'est que l'Opep+ a réussi à faire respecter d'une manière très stricte les accords de limitation de production, et gère bien la remise sur le marché du pétrole retiré. Une réussite à mettre à l'actif de Abdulaziz ben Salmane (ministre du pétrole saoudien), qui a réalisé un coup de maître en décidant de retirer unilatéralement 1 million de baril par jour (mbj) de plus que ce que prévoyaient les accords. Cela lui a donné une énorme latitude et l'a mis dans une position où il pouvait dire aux pays qui voulaient tricher: "D'accord, mais si moi je remets mon million de barils sur le marché, ça va vous faire mal". Cette menace d’inonder le marché a clairement fonctionné, à l'instar de ce qu'avait déjà fait l'Arabie Saoudite en 2014.

Le deuxième élément, c'est que le pétrole de schiste n'a rebondi que très modèrement, les "rig counts" (indicateur très surveillé qui dénombre les plateformes de forage en activité aux Etats-Unis, NDLR) ont remonté mais restent très loin du niveau d’avant crise, pareil pour les équipes de fracturation, toujours largement en-deçà du niveau qui permettrait de maintenir une production constante. Une logique de rentabilité prend le pas sur la logique de productivité qui avait cours jusqu'ici. La fuite en avant est terminée. Un des éléments qui explique cela est la tension inflationniste présente sur ce secteur, en particulier sur le prix des tubes en acier, qui renchérit le coût de production des nouveaux gisements. Les tensions inflationnistes présentes sur ce secteur, en particulier sur le prix des tubes en acier (+50%), renchérit le coût de production des nouveaux gisements, la production de schiste ne repart pas aussi vite

Du côté de l'offre, la remise sur le marché du pétrole iranien pourrait-elle faire rechuter les cours?

Sur le dossier iranien, les négociations prennent du retard donc à court-terme, cela joue également à la hausse sur les cours. Mais même si les négociations aboutissent, cela sera moins important que ce qui est annoncé, ce retour du pétrole iranien ayant été largement anticipé par le marché, celui-ci ne devrait pas être déstabilisé. D'autant qu'on parle de seulement un million de barils par jour selon les prévisions d'analystes.

De l'autre côté, la demande repart fort, on a par exemple enregistré 200.000 vols sur la journée du 11 juin, un trafic aérien qui n'avait plus été observé depuis décembre 2019. Et on arrive en plein dans le pic de consommation mondiale, qui arrive traditionnellement en été (voyages, climatisations, etc.).

L'offre risque donc de ne pas pouvoir suivre?

Absolument, il est certain que l'offre ne repartira pas aussi vite tant le manque d'investissements est problématique. Patrick Pouyanné, le PDG de Total, s'attend à ce qu'il manque 10 mbj en 2025. Le risque est que dans les 12 à 18 mois qui suivront la fin de la crise sanitaire, on embraye sur une crise pétrolière. Les stocks ne pourront pas non plus absorber la différence car l'Opep+ a bien joué le coup et ils sont déjà en baisse, retombés à 2,96 milliards de barils contre un pic à 3,2 milliards mi-2020. On pourrait ainsi aisément se retrouver avec un baril à plus de 100 dollars dès le début de l'année 2022.

Les entreprises peuvent-elle réinvestir massivement pour relancer la production?

Nous sommes dans une période transitoire très difficile à gérer. Les "supermajors" sont entre le marteau et l'enclume: on leur demande de réduire leurs émissions de CO2 mais d'un autre côté, elles ont des obligations envers leurs actionnaires. Dans son dernier rapport, l'AIE a incité ces groupes à arrêter leurs investissements dans l'exploration mais à augmenter leur production pour répondre à une demande croissante, ce qui semble compliqué puisque les puits existants ont un taux de déplétion (diminution de la quantité de pétrole produite, NDLR) d'environ 4 à 4,5% par an. Elles sont donc devant une équation très difficile à résoudre. Ce qui semble sûr, c'est qu'elles ne vont pas investir massivement aujourd'hui si on leur dit que plus personne ne voudra de leur pétrole dans cinq ans.

Propos recueillis par Quentin Soubranne - ©2021 BFM Bourse

"Il est trop tard pour éviter une crise pétrolière majeure"


 "Des nouvelles de notre meilleur ami le pétrole, le truc hyper-précieux qui permet à la fois de faire des vols pour nulle part, et de nous nourrir par milliards pendant que je suis confortablement installé devant mon ordi et que les machines et les produits pétrochimiques font le travail difficile de la terre à ma place.


Un autre rappel contextuel est qu'on est en train de cramer en très peu de temps un trésor que la nature a mis des dizaines de millions d'années à former (nos descendants risquent de se demander comment diable on a pu faire ça, on a intérêt à préparer une réponse solide et audible).


Et on n'a toujours pas trouvé de source d'énergie présentant des propriétés aussi avantageuses (densité, transportabilité, fonction naturelle de stock).


Le pic du pétrole conventionnel franchi en 2006 aurait pu servir de dernier avertissement sur nos niveaux de consommation délirants et sans cesse croissants (sans même parler de climat).


Mais non. Il faut donc de nouveaux avertissements (et les plus pauvres en seront hélas les premières victimes, avec des risques de nouvelles émeutes de la faim dans les pays pauvres et de révoltes des classes populaires dans les pays riches).


Bref, une fois qu'on a dit ça, voici un bon article de David Messler. Le prix du baril augmente alors que la reprise économique n'en est qu'à ses débuts, et les analystes sont de plus en plus nombreux à penser que le baril atteindra les 100$ à brève échéance, obérant ainsi la reprise. Les raisons sont bien connues pour ceux qui suivent le dossier : les investissements dans l'exploration furent très élevés au début des années 2010, pour de maigres découvertes en face. Depuis 2016, les investissements sont très faibles.


Les forages de pétrole de schiste aux Etats-Unis affichent des taux de déclin très élevés, et la baisse de l'ouverture de nouveaux puits depuis 2020 se ferait ressentir dès 2022. La hausse des prix pourrait ré-inciter à ouvrir de nouveaux puits, mais l'industrie du pétrole de schiste ne semble plus avoir la capacité d'en ouvrir autant qu'avant : des milliards de dollars d'équipements furent mis au rebut, les salariés ont changé de carrière, et trainent des pieds pour revenir dans une industrie aussi instable et fragile. Quand bien même les équipements seraient reconditionnés et les salariés réattirés, cela ne suffirait guère selon David Messler à compenser le manque d'investissement des dernières années.


Un mot également sur l'offshore profond, dont l'infrastructure arrive peu à peu à obsolescence. Les taux de déclin sont certes moindres que pour le shale oil, mais l'offshore profond fut un segment "facile" pour réduire ou repousser les investissements.


Par dessus le marché, les grands majors se font de plus en plus taper sur les doigts pour décarboner le système énergétique et s'orienter vers les énergies "vertes", dans un temps extrêmement court. Une transition dont on n'a cependant toujours aucune preuve de la faisabilité à grande échelle."


(publié par C Farhangi)

 

https://www.facebook.com/permalink.php?story_fbid=199104042107848&id=103595031658750&__tn__=K-R

Il y a 2 ans encore, parler du peak oil pouvait conduire à être jeté dans le lac enrobé de goudron et de plumes d'oies. L'année dernière, je me souviens de m'être fait laminer par un pétrolier genevois au Télé-Journal Suisse du soir sur cette thématique. Aujourd'hui, les plus grandes agences et pétroliers se battent... pour trouver la bonne date du pic pétrolier de la demande ou de l'offre, c'est selon.

Vous pouvez ajouter Goldman Sachs dans la longue liste des entités qui prévoient le peak oil d’ici à la fin de la décennie. La pieuvre l’annonce pour 2026, voir avant. Les raisons s'appuient sur l'arrivée des véhicules électriques. La consommation pétrolière devrait être portée par la production de plastique, de l’aviation et de la pétrochimie.

BP pense que le peak oil a déjà été atteint. De son côté, Wood Mackenzie souligne que "la demande pourrait fortement diminuer avec les transitions énergétiques et cela dès 2023". L’agence estime que le prix du baril devrait atteindre 40$ en 2030 et entre 10 et 18$ en 2050.

Rystad Energy a également modifié ses prévisions de peak oil de la demande pour envisager "un pic à 101,6 millions b/j en 2026" dans son scénario médian. L’arrivée des véhicules électriques, de l’hydrogène et la diminution de la demande expliquent ce changement.

Shell aura extrait 75% de ces réserves de pétrole et de gaz d’ici à 2030. Shell annonce que sa production pétrolière a atteint un pic en 2019 et le déclin devrait se produire sur 30 ans.

USA Schiste

Les extractions pétrolières américaines atteignent 10,9 millions b/j sous les records de 13 millions b/j. de 2019.

Dans le Bassin Permien, les extractions pourraient remonter à 4,46 millions proche de son record de 4,79. La remontée est fulgurante.

Selon Rystad Energy le nombre de puits frakés est remonté comme un bouchon (+967) avec la hausse des prix du baril.

Les forages de schiste s’étendent sous le sol. De 1 km de large, ils arrivent à 4,5 km pour une meilleure production mais également avec une cannibalisation entre les gisements. Ainsi chaque forage peut dégager entre 190 et 200'000 b/j durant les deux premiers mois. Ensuite, l'épuisement est exponentiel.

Du côté des investisseurs, Quantum Energy Partners, l’un des plus grands investisseurs dans le schiste (avec la Banque Nationale Suisse) précise que les financements à disposition ont fortement diminué. Il faudra voir l’incidence si le baril monte à 80 ou 100$. Pour l'instant, les investisseurs demandent des bénéfices alors que l'industrie n'en n'a pas dégagé depuis 2010.

Dans le paquet de $2'000 milliards de subventions à l'économie US, on trouve 16 milliards afin de boucher correctement plus de 56’000 forages pétroliers et gaziers abandonnés. Ainsi au lieu de demander aux compagnies pétrolières et gazières de faire le nettoyage, les contribuables passent à la caisse. Les coûts se montent de 4'000 à $ 150'000 l’unité (contre 8 millions pour effectuer un forage), mais souvent cette opération n’est pas faite et des gaz à effet de serre s’échappent de ces puits orphelins.

Selon la Environmental Defense Fund, en 2019 les pétroliers et gaziers ont expédié 16 millions de tonnes de méthane dans l’atmosphère ce qui a infligé de plus grand dommage au climat que toutes les centrales à charbon du pays.

 

extrait de : https://2000watts.org/index.php/energies-fossiles/peak-oil/1206-energies-economie-petrole-et-peak-oil-revue-mondiale-avril-2021.html

Chute record du taux de réussite des forages pétroliers à terre en 2020

Commentaire de Jean-Marc Jancovici : «En quelques années seulement, le taux de réussite des forages d'exploration à terre (pour trouver du pétrole) est passé de 50% à 10% : 5 fois moins de réussite ! En mer, la chute est moins brutale, mais elle est régulière : ce taux de succès est passé de 40% à 25% sur les 10 dernières années.

La recherche des gisements de pétrole, c'est comme la chasse aux oeufs de Pâques : ceux que l'on trouve en premier sont les plus gros et/ou les moins bien cachés. L'exploitation est alors facile et le prix du pétrole produit est bas.

Plus le temps passe, plus les découvertes de pétrole baissent en volume (elles baissent depuis les années 1960, et sont devenues inférieures à la production depuis 1980), et plus les gisements découverts sont petits et/ou très bien cachés, donc chers à exploiter (et rapidement vidés).

Le pétrole, c'est la corne d'abondance du 20è siècle. Sans pétrole, pas de mondialisation, pas de civilisation urbaine (dépendante des transports longue distance pour tout ce qui y est acheminé), pas de plastiques, d'huiles, de détergents et de vêtements synthétiques, pas de routes (car pas de bitume !)...

Il n'y a pas que le climat qui va nous faire souffrir à l'avenir. L'autre mâchoire qui se referme doucettement, c'est la contraction pétrolière.»

(posté par J-Pierre Dieterlen)

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10160102830092281

 

Le patron du pétrole de schiste dit que les Etats-Unis ont passé leur pic

La production de brut aux États-Unis a déjà atteint un sommet, selon l'un des principaux leaders du pays dans le domaine du schiste, car les producteurs touchés par le krach des prix évitent d'augmenter encore leur production et cherchent à devenir rentables.

Matt Gallagher, directeur général de Parsley Energy, l'un des plus grands producteurs indépendants de pétrole du Texas, a déclaré que le niveau record de production atteint plus tôt cette année serait le point culminant.

"Je ne pense pas revoir 13 millions de barils par jour dans ma vie", a déclaré Gallagher, 37 ans, au Financial Times.

"C'est vraiment décourageant parce que lorsque nous avons foré notre premier puits en 2009, nous avons vu la vague d'indépendance énergétique à portée de main pour les États-Unis, et c'était très gratifiant. ... d'en faire partie. “

La production pétrolière américaine a chuté d'un quart au printemps, les prix du brut ayant chuté à la suite de la guerre des prix entre l'Arabie saoudite et la Russie et de l'épidémie de coronavirus, ce qui a incité plusieurs opérateurs, dont Parsley, à fermer des puits et à réduire les dépenses prévues.

L'envolée de la production de schiste a permis aux États-Unis de devenir un exportateur net de pétrole en novembre de l'année dernière - un renversement de situation stupéfiant pour un pays qui avait importé plus de 10 millions de b/j il y a dix ans. Depuis mai, cependant, la tendance s'est inversée et les importations nettes ont suivi une tendance à la hausse.

[Le secteur du schiste] n'a pas fait l'objet de mesures rigoureuses.

Le pétrole américain s'est brièvement négocié en dessous de zéro en avril, mais une reprise à environ 40 dollars le baril depuis lors le laisse toujours en dessous du seuil de rentabilité pour de nombreux producteurs de schiste.

Il s'agit "de loin" du pire krach pétrolier de l'histoire récente, a déclaré M. Gallagher, et il aura un impact durable sur le secteur. Notre industrie est celle de la mobilité et du confort", a-t-il déclaré - en faisant référence au carburant pour les voitures et les voyages aériens et pour le chauffage et la climatisation - "et la mobilité est en train d'être "radicalement repensée et il y aura de nouvelles innovations en matière de confort".

Le patron de Parsley a acquis la réputation d'être une voix progressiste dans l'industrie pétrolière du Texas. Il a poursuivi sur LinkedIn avec ses réflexions sur le meurtre de George Floyd et a récemment acheté une voiture électrique Ford. Dans son interview avec le FT, il a parlé de son admiration pour les grands maîtres européens du pétrole qui ont récemment annoncé des objectifs de zéro émission nette.

Il a également appelé à la fin du torchage dans la zone de schiste. Parsley figurait parmi les 20 premières torchères de gaz naturel en volume au Texas, selon un rapport publié cette année par l'autorité de régulation du pétrole et du gaz de l'État. Mais M. Gallagher a déclaré qu'il avait réduit cette pratique - une source énorme d'émissions de carbone - à moins de 1 %.

"De ce point de vue, une bonne réglementation améliorerait probablement la réputation de l'industrie au fil du temps", a-t-il ajouté, ce qui pourrait contribuer à attirer des investisseurs respectueux de l'environnement dans le secteur.

"Vous voulez être derrière une entreprise qui en fait une priorité", a-t-il déclaré.

Les marchés des capitaux se sont largement fermés aux producteurs de schiste au cours de l'année dernière, les investisseurs ayant fui un secteur devenu célèbre pour sa croissance de la production mondiale mais incapable de rembourser sa dette.

L'industrie du schiste "n'a pas été disciplinée", a admis M. Gallagher, et était souvent dirigée par des équipes de gestion qui "présentaient très peu de risques personnels et avaient une récompense à la hausse très déséquilibrée", selon la croissance. "Mais une nouvelle restriction sur les capitaux " touchait l'industrie.

Parsley est l'une des entreprises qui a relancé les puits qu'elle avait fermés pendant la pire phase de la chute des prix. Mais la société n'a pas l'intention d'augmenter sa production avec de nouveaux forages cette année ou l'année prochaine.

Selon le fournisseur de données Enverus, seules 223 plateformes de forage horizontal - un indicateur de l'activité de forage du schiste aux États-Unis - étaient en service le 9 juillet, contre 853 il y a un an.

La production de pétrole aux États-Unis se stabiliserait finalement à environ 11 millions de barils / jour, a déclaré M. Gallagher, car les producteurs se concentrent sur le maintien de la production, et non sur son augmentation. Cela correspond à la production actuelle, selon la société de conseil Rystad Energy, mais environ 15 % en dessous du pic de cette année.

Le secteur des services pétroliers, qui fait la plupart du travail pour les sociétés de production de pétrole, serait le plus touché, a déclaré M. Gallagher. Des centaines de milliers d'emplois dépendent de l'activité dans le schiste, a-t-il dit, "et ces niveaux d'activité vont juste être considérablement plus bas pendant longtemps".

https://oltnews.com/shale-boss-says-u-s-has-surpassed-peak-…

Interview de Matt Gallagher par Financial Times : https://www.ft.com/co…/320d09cb-8f51-4103-87d7-0dd164e1fd25…

(publié par J-Pierre Dieterlen)

L’Europe risque de manquer de pétrole d’ici à 2030

Les plus gros fournisseurs de l’UE, en particulier la Russie, l’Algérie ou l’Angola, vont voir leur production décliner dans les années à venir.
 

Le resserrement de l’offre pétrolière mondiale risque de s’accélérer en raison de la crise sanitaire, et les pays européens pourraient en payer durement les conséquences. Dans un rapport rendu public mardi 23 juin, le groupe de réflexion The Shift Project, présidé par le consultant Jean-Marc Jancovici, détaille comment les bouleversements récents du marché pétrolier pourraient mettre en difficulté l’approvisionnement en or noir de l’Union européenne dans les dix prochaines années.

Principal enseignement : plus de la moitié des pays producteurs qui fournissent le Vieux Continent vont voir leur offre se raréfier dans les années à venir. « La production de la Russie et celle de l’ensemble des pays d’ex-URSS, qui fournissent plus de 40 % du pétrole de l’UE, semblent être entrées en 2019 dans un déclin systématique. La production pétrolière de l’Afrique (plus de 10 % des approvisionnements de l’UE) paraît promise au déclin au moins jusqu’en 2030 », explique ainsi Matthieu Auzanneau, directeur du think tank et auteur d’un ouvrage de référence sur l’histoire du pétrole, Or noir. La grande histoire du pétrole (La Découverte, 2015).

The Shift Project a compilé les données de l’un des cabinets de référence dans le monde des hydrocarbures, Rystad Energy, implanté en Norvège. L’analyse détaillée de ces chiffres (non publics) permet de constater que la courbe dessinée par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) dès 2018 a tendance à s’accentuer : à l’époque, l’institution établie à Paris avertissait que, sans investissements majeurs de la part des producteurs, le monde viendrait à manquer de pétrole en 2025.

Depuis trois décennies, les découvertes de pétrole conventionnel – tel qu’il est exploité en Arabie saoudite ou en Russie, par exemple – sont au plus bas. Or les champs existants connaissent une lente décrue, de l’ordre de 3 millions à 4 millions de barils par jour au niveau mondial, soit 4 % de la consommation de la planète.
Ces dernières années, la révolution des pétroles non conventionnels, comme le schiste nord-américain ou les sables bitumineux de l’Alberta (Canada), a laissé pensé à certains analystes que les nouvelles ressources pétrolières mondiales seraient assurées. De fait, les Etats-Unis sont devenus en 2018 les premiers producteurs du globe, grâce aux techniques de forage hydraulique, produisant jusqu’à 12 millions de barils par jour.

« L’hiver du pétrole facile »

La crise du Covid-19 est venue bousculer cette situation, en provoquant une dégringolade historique du prix de l’or noir. Pour faire face, les compagnies du secteur ont réduit leurs investissements de manière massive, en particulier dans le domaine de l’exploration et de la production. Avec une conséquence importante : le pétrole non conventionnel est plus cher à récupérer et son débit est en chute libre, notamment aux Etats-Unis. Les investissements qui ne sont pas effectués maintenant pourraient provoquer une contraction rapide de l’offre.

La volatilité extrême des prix constatés ces dernières années a rendu les majors du secteur plus timorées. « Notre exploration, dont les budgets ont diminué au cours des cinq dernières années, n’intervient que là où l’on peut produire du pétrole pas cher », expliquait début juin au Monde, le PDG de Total, Patrick Pouyanné. Mais ce pétrole bon marché se fait de plus en plus rare. « C’est l’hiver du pétrole facile », souligne le rapport du Shift Project.

Pourquoi l’Europe serait-elle davantage concernée par ce risque que le reste du monde ?

Parce que le Vieux Continent demeure le premier importateur net de pétrole, devant la Chine. Les 27 pays de l’UE importent plus de 13 millions de barils par jour. Or, au fur et à mesure que les principales sources d’approvisionnement se contractent, les besoins en pétrole en Afrique ou dans le Sud-Est asiatique vont croître. « Le gâteau à se partager va être plus petit, or d’autres pays, comme la Chine, déploient une véritable géostratégie du pétrole pour sécuriser leurs approvisionnements », observe Matthieu Auzanneau.

La consommation de pétrole diminue légèrement en Europe depuis 2010 grâce aux progrès de l’efficacité énergétique et aux politiques environnementales, mais cette courbe n’est pas suffisante, alerte le directeur du Shift. « Si ces politiques climatiques échouent, l’humanité risque d’être rattrapée par des contraintes de plus en plus fortes sur l’accès au brut », prévient le document, qui évoque, en creux, les difficultés majeures à venir pour certains pays étroitement dépendants des hydrocarbures, comme l’Algérie ou l’Angola. Le rapport plaide ainsi pour que l’Europe réduise de manière plus sensible son accoutumance à l’or noir. « La consommation diminue de 0,5 % par an. Ce rythme n’est pas assez rapide : il faudrait être autour de 5 % de baisse annuelle », prévient M. Auzanneau.

L’agence Rystad, de son côté, a publié mi-juin son rapport annuel et tire des conclusions assez proches. « Le pic pétrolier se rapproche, juge ainsi l’analyste en chef du cabinet, Per Magnus Nysveen, nous disions auparavant qu’il arriverait autour de 2030. Nous pensons maintenant qu’il pourrait arriver en 2027 ou 2028. » Le cabinet estime que les prix de cette ressource vont augmenter de manière continue au cours des prochaines années, ce qui pourrait aboutir à une reprise de l’exploration.

Nabil Wakim

(publié par J-Pierre Dieterlen)

2025 apocalypse


La production mondiale de pétrole s'établit à 95,62 millions de barils par jour. Pour une demande égale à début janvier 2020.

Covid19 un choc de demande.


Selon le dernier rapport sur le marché pétrolier de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), la demande mondiale de pétrole devrait diminuer au deuxième trimestre 2020 de 23,2 millions de barils par jour (Mb/j) par rapport à la même période en 2019 :

une baisse de 25 % de la demande par rapport à sa valeur il y a un an.


Toutefois, cette estimation est plutôt optimiste, car si nous examinons les données du mois d’avril, nous constatons une baisse de plus de 28 Mb/j, soit environ 30 %.


Donc en avril 2020, la demande mondiale de pétrole s'établit fort probablement à 67 millions de barils par jour.
La manière la plus simple de faire face à la crise de la demande est bien sûr de réduire la production maintenant pour l'adapter à la demande actuelle dans l'espoir de récupérer plus tard une production accrue.
Et les principaux producteurs l’ont fait, avec une baisse de 10 Mb/j et un stockage accru. Soit 11% de la production. Pour rappel, au plus fort de la crise de 2008, la production de pétrole a diminué d'environ 4 %, pour donner une idée.

Post Covid19 un choc d’offre.

 


Il y a cependant deux problèmes qui risquent de faire chuter la production de pétrole plus rapidement qu'il ne serait souhaitable dans les prochaines années, et ce de manière permanente.

Premièrement, le flux d'extraction dans de nombreux anciens puits de pétrole ne peut pas être facilement régulé.


Si le rythme d'extraction est trop ralenti, en raison de l'énorme pression à ces profondeurs, la roche réservoir d'où est extrait l'or noir tend à se compacter et à effondrer les canaux par lesquels le pétrole s'écoule.
Il est pratiquement impossible de récupérer la porosité initiale et de revenir aux taux de production antérieurs - pire encore, une partie du pétrole in situ n'est plus récupérable.


Et cela a déjà commencé.


« Baker Hughes a indiqué que le nombre de plates-formes pétrolières et gazières aux États-Unis a de nouveau diminué pour atteindre 339, le nombre total de plates-formes pétrolières et gazières s'élevant à 648 de moins que l'année dernière à la même époque, soit une baisse de plus de 65 % en une seule année. C'est le nombre le plus faible de plates-formes actives depuis que Baker Hughes a commencé à en assurer le suivi en 1940. ».


Last but not least, les puits de shale oil les plus récents dans le bassin du Permien, épicentre du boum situé au Texas, font remonter une part croissance d’hydrocarbures plus proches du gaz naturel que du pétrole. Encore un symptôme des limites géologiques d’un secteur qui produit d’ores et déjà un pétrole brut très léger, mal adapté aux raffineries américaines, et qui ne peut que partiellement servir à produire du carburant liquide.

Mais voici l’autre problème.


Les raffineries sont adaptées pour traiter certains types de pétrole (plus léger ou plus lourd, avec une teneur plus élevée en soufre ou en certains hydrocarbures, etc.).


Pour mettre en perspective certains chiffres représentatifs, une raffinerie peut produire par défaut


• 40 % de ses distillats sous forme d'essence,
• 25 % sous forme de diesel,
• 9 % sous forme de kérosène,
• et les 26 % restants sous forme d'autres produits, notamment des polymères pour plastiques, d'autres distillats moyens, des huiles moteur, des goudrons et du coke.


Sans avoir à faire de gros investissements, en procédant à certains ajustements, cette raffinerie pourrait modifier un peu sa production, et ainsi peut-être diminuer l'essence à 35 % du total et augmenter le diesel à 30 %. Mais peu importe, elle n'a pas une marge infinie pour changer les proportions, car cela dépend du type de pétrole qu'elle peut traiter (qui a une certaine teneur en hydrocarbures de chaque type) et du procédé de craquage lui-même.


Une baisse de 30 % de la demande de pétrole ne signifie pas une baisse de 30 % de la demande de chacun des produits pétroliers.
Le produit pour lequel la demande est la plus forte est le diesel, car c'est le carburant utilisé par toutes les machines, et bien que l'activité des machines en général ait également beaucoup diminué, les machines agricoles ainsi que les camions pour le transport de marchandises sont toujours en mouvement. (En outre, les cargos doivent désormais utiliser un carburant ayant les caractéristiques du diesel.). On observe donc que la baisse de la demande de diesel est inférieure à la moitié de celle des autres carburants.


Que faire du pétrole, et des autres produits pour lesquels il n'y a pas de demande ?


• Soit raffiner moins de pétrole pour qu'il n'en reste plus, pas de gaspillage, mais il y aurait une pénurie de diesel.
• Soit raffiner suffisamment de pétrole pour produire du diesel, mais il resterait un excès d’essence.


Malheureusement l'essence est très volatile et pourrit. Elle ne peut être stockée dans aucun type de réservoir longtemps, et puis les stocks seront bientôt pleins. Donc dans un premier temps, on ne peut exclure que ces produits excédentaires soient directement torchés.

Conclusion


Avec la plupart des grandes puissances économiques au ralenti et le confinement et des niveaux de consommation minimaux, la consommation de pétrole a chuté de 30%. C’était une baisse de la demande de pétrole qui peut être inversée si les conditions changent. (Ça reste à voir.).


Mais d'ici 2025, nous serons dans une situation bien pire.


Parce que d'ici 2025 nous aurons, une baisse de la production, causée par des facteurs physiques tels que


• Le manque de pétrole de qualité.
• La baisse du retour énergétique de ce pétrole. (La quantité toujours croissante de pétrole dépensée pour produire ce pétrole.).
• La mauvaise rentabilité économique des derniers champs pétrolifères du monde, et qui ne peut donc pas être inversée.


Ces facteurs ne peuvent être inversés.


Et il ne s'agira pas d'une baisse de 30 % temporaire comme c'est le cas actuellement, mais plutôt d'environ 40 %, permanente et définitive.

Du pétrole, ou pas ?

 

Du pétrole ? Mais nous en avons trop ! De fait, avec un baril qui se traine entre 20 et 30 dollars dans un contexte de surproduction massive, il serait déraisonnable d’expliquer que nous en manquons déjà. Et pourtant…

Du début du 20è siècle aux chocs pétroliers, qui marqueront la fin des Trente Glorieuses, la production d’or noir mondiale a cru au rythme insolent de 5% à 10% par an, contribuant fortement à une hausse de la production économique qui a décuplé de 1900 à 1974.

Ces chocs pétroliers, nous avons coutume de les voir comme un accident de parcours qui a vu le prix s’envoler, puis redevenir sage, et « tout repart comme avant ». Mais en fait tout n’est pas reparti comme avant. De 8% juste avant les chocs, le rythme de croissance de la production de pétrole est descendu à un modeste 1% de moyenne pendant les 30 années qui ont suivi.

1%, cela signifiait toujours la croissance de l’approvisionnement global, mais non le maintient de l’approvisionnement par personne : si l’indicateur retenu est la quantité produite par terrien et non la quantité produite globale, le premier pic est survenu en 1979. Jamais un humain n’avait autant utilisé de pétrole que cette année là, et jamais plus il n’en utilisera autant.

Et entre autres conséquences de ce passage du pic de la production par personne, nous avons assisté, dans tous les pays occidentaux en même temps, à l’apparition du chômage, de l’endettement public, des services (pour mieux mutualiser une production qui ne croissait plus aussi vite), et de la mondialisation, c’est à dire la recherche de gains de productivité en allant chercher ailleurs du travail pas cher.

En 2005, la modeste croissance du pétrole s’arrête encore. C’est que le monde s’apprête à connaître un nouveau pic de production, global cette fois : c’est celui qui va s’appliquer, en 2008, à l’ensemble de ce qui s’appelle le pétrole conventionnel. Ce terme désigne le pétrole « classique », qui s’extrait d’une roche poreuse où il est allé s’accumuler après une lente migration dans le sous-sol depuis la roche qui l’a vu naître, qui s’appelle la « roche mère ». Le pétrole a été formé dans cette dernière par chauffage géothermique de la matière organique qui a été enfouie dans le sol avec les sédiments océaniques qui donneront la roche mère elle-même.

Ce passage du pic conventionnel conduit la production mondiale à rester quasiment stable de 2005 à 2009, déclenchant un nouveau choc, qui vient heurter le mur de dettes qui s’est patiemment construit depuis le choc de 1973, et qui restera dans les mémoires sous le nom de « crise des subprime ».

Mais les pétroliers n’ont pas encore dit leur dernier mot, et la production repart grâce à deux ressources de fonds de tiroir : les sables bitumineux du Canada, et surtout les pétroles de roche mère des USA. Connus depuis longtemps, mais plus difficiles à extraire que le pétrole conventionnel, ces hydrocarbures avaient été laissés de côté, car ils demandent des investissements bien plus importants par baril extrait que le brut « ordinaire ».

Malgré cet apport, depuis fin 2018 la production a de nouveau cessé de croitre. Elle va même décroitre à bref délai, car à 20 ou 30 dollars le baril (voire moins de 10 pour celui issu des sables bitumineux canadiens, qui fait l’objet d’une décote) personne ne gagne d’argent dans ces « nouveaux pétroles ». Quelque part entre 2018 et 2022, le monde passera donc par un pic « tous pétroles », qui sera peut-être le bon.

Cela va avoir une conséquence majeure pour nous. Cela fait 40 ans que le PIB mondial varie exactement comme la quantité de pétrole qui sort de terre (quel que soit son prix), parce que les transports sont le facteur limitant de l’économie mondiale. Quand le pétrole va se mettre à baisser de façon structurelle, le PIB va faire de même « un certain temps ».

Les montagnes de liquidités qui seront déversées post-covid n’y changeront hélas pas grand chose.

 

Jean Marc Jancovici

Le schiste américain a déjà atteint un pic pour les grandes entreprises de services

Jean-Marc Jancovici : «Halliburton a passé 2 milliards de dollars de provision pour mise à l'arrêt d'une partie de sa "flotte" d'engins de forage pour le shale oil, et Schlmumberger en a eu pour 10 milliards pour la même raison (avec la mise à l'arrêt de la moitié de sa flotte, et, selon l'entreprise, "it has no intention of bringing that equipment back into service").

Pour les deux plus gros prestataires de services de l'industrie du shale oil, le "peak fracking" est passé. Si cela se confirme, alors l'enchaînement sera le suivant : peak fracking -> peak production peu après (car la production d'un puits de shale oil décline très vite après fracking) -> déclin US s'ajoutant au déclin du reste du monde hors Irak -> déclin tout court sur le pétrole -> nouvelle marche d'escalier dans l'économie mondiale.

Si ce n'est pas pour demain, ca sera de toute façon pour dans pas très longtemps, et c'est dans ce genre de contexte économique qu'il va falloir mettre en oeuvre les solutions pour la "neutralité" nécessaire pour le climat (et pour les retraites, la formation, l'aménagement du territoire, et j'en passe).

Amis économistes, revoyez d'urgence l'hypothèse d'entrée d'un PIB croissant quoi qu'il arrive dans les modèles qui évaluent les "impacts économiques" des diverses options pour préserver le climat !»

(publié par J-Pierre Dieterlen)

 

https://www.facebook.com/jeanmarc.jancovici/posts/10159035014597281

pour info, copie d'un internaute sur le blog de Mathieu Auzanneau :

 

 

« Donc la tendance à long-terme est vers une augmentation des cours du brut pour compenser les couts d’exploration et de développement qui ont sérieusement augmente »

A court terme, c’est peut-être ce qui se passe, mais à long terme, non. On a tellement été biberonné à l’idée que le prix était le signal de la rareté qu’on ne sait plus raisonner autrement – et soit dit en passant, cela explique aussi pourquoi l’immense majorité des gens et des décideurs ne comprend pas pourquoi on a déjà un problème d’approvisionnement en pétrole aujourd’hui, puisque les cours du brut ne crèvent pas le plafond…

Si la tendance à long terme était celle que vous décrivez ici, les cours du brut seraient déjà passés au-dessus de $150 ou $200 le baril et s’y maintiendraient de manière durable, car les investissements en exploration et développement des compagnies pétrolières ont littéralement explosé il y a déjà, en gros, une décennie. Or ce n’est pas ce qui s’est passé. Ce qui s’est passé, c’est que – alors que le prix du baril de brut était déjà nettement au-dessus de $100 – les compagnies pétrolières ont coupé dans leurs investissements, de manière massive mais sélective, pour ne garder que ceux de leurs investissements qui étaient rentables avec un prix du brut inférieur à $100 ou $120 le baril – estimant que le prix du baril ne monterait pas beaucoup plus haut que cela à court ou moyen terme, et donc qu’il n’y avait aucune chance que ces investissements soient un jour rentables. D’après l’AIE, on devrait d’ailleurs voir le résultat de ce désinvestissement massif dans les 5 ou 6 ans qui viennent (à savoir : l’AIE nous annonce une contraction de la production pétrolière mondiale, d’ici 2025, véritablement effrayante !)

Et en fait, c’est assez logique : la société utilise du pétrole pour faire à peu près tout et n’importe quoi (y compris n’importe quoi, certes, mais surtout, à peu près tout : pensez à la logistique de transport de tous les biens que nous consommons, de nos services de santé, de notre gestion des déchets, etc.). Pour que le prix du brut augmente de manière tendancielle à long terme (et en dollars constants, bien sûr), il faudrait que la société soit en mesure de payer ce prix plus élevé sans réduire significativement sa propre demande de brut. Or ça, c’est hautement improbable, précisément parce qu’on utilise du pétrole pour faire à peu près tout, et donc parce que le prix du pétrole entre dans les coûts de production d’à peu près tous nos biens et services (et l’on ne peut pas augmenter, hors inflation, tous les salaires pour compenser cette hausse généralisée des coûts de production). Donc, si le prix du brut se maintient à un niveau trop élevé, la société réduira sa demande de biens et services fabriqués à partir de pétrole, et donc réduira sa demande de brut, jusqu’à ce que le prix du brut redescende à un niveau qui lui est supportable (seul contournement à ce mécanisme, qui soit connu à ce jour : du crédit quasi gratuit et quasiment illimité de type Quantitative Easing… mais ça, dans notre système actuel, ça ne dure qu’un temps). Or réduire la consommation globale de biens et services, cela veut dire réduire globalement notre production économique. La réduction de la demande de brut sera donc inévitable (en fait, on l’observe déjà depuis 2005-2006, sous la forme d’une limitation de la croissance de la demande, car la production de pétrole fait déjà face à une limite à sa propre croissance depuis ce moment-là), et elle empêchera le prix du brut de crever durablement le plafond.

Le mécanisme que je viens d’expliquer a plusieurs conséquences, parmi lesquelles :

(1) Les alternatives au pétrole qui sont significativement plus chères que le pétrole le resteront. Croire que l’on passera aux « énerjy-renouv’lables », qui deviendront rentables dès que le pétrole sera suffisamment cher, est une vue de l’esprit, là encore due au fait d’avoir été biberonné au prix = signal de la rareté.

(2) A partir du moment où les quelques champs supergéants qui alimentent une bonne part de la consommation de pétrole mondiale d’aujourd’hui entreront structurellement dans leur phase de déclin (qui suit naturellement leur phase de maturité), la combinaison de la hausse au coût moyen croissant de l’extraction du pétrole et de la baisse de la production totale de pétrole (car même l’AIE le dit dans son dernier World Energy Outlook : le non-conventionnel sera incapable de compenser le déclin géologique du conventionnel une fois celui-ci réellement enclenché) provoquera une récession économique beaucoup plus prononcée que ce qu’on n’imagine généralement. Cette récession aura d’ailleurs pour effet à plus ou moins court terme de réduire la demande jusqu’à faire redescendre le prix du brut à un niveau supportable, et donc, entre autres, à maintenir la part du non-conventionnel dans la production totale à un niveau pas si différent de celui d’aujourd’hui (car sinon, le prix moyen de production du pétrole monterait trop par rapport à ce que l’économie peut payer pour acheter ce pétrole). Et à mesure que la production conventionnelle déclinera, la demande devra suivre le mouvement, contrainte et forcée, faisant des yo-yos autour de l’offre déclinante, et provoquant des cycles de pics et de creux de prix du brut.

(3) Le cas du gaz est particulier : il est plus cher, sans être radicalement plus cher, que le pétrole. Pour certains des usages pétroliers, on peut substituer le gaz au pétrole, mais pas pour tous. Contrairement au pétrole, qui est une énergie mondiale, le gaz est encore aujourd’hui une énergie essentiellement régionale (les derniers chiffres que j’avais, c’était : 2/3 du pétrole produit dans le monde traverse au moins une frontière, contre un gros quart du gaz). Cela s’explique par la physique, et les coûts de transport rapportés aux coûts d’extraction que cette physique impose : faire un demi-tour de Terre à un baril du pétrole conventionnel coûte quelques pour cent de son coût d’extraction ; dans le cas du gaz, le coût du transport peut aller jusqu’à 5 à 10 fois le coût d’extraction).


Est-ce que le gaz deviendra une énergie mondiale quand production et consommation de pétrole se mettront à décliner de manière structurelle à l’échelle mondiale ? Je peux me tromper, bien sûr, mais je suis très dubitatif. Précisément parce qu’utiliser massivement du gaz en substitution du pétrole, pour les usages actuels du pétrole, renchériront ces usages, ce qui ne sera supportable pour la société que si ces usages sont marginaux. Je suis d’autant plus dubitatif, d’ailleurs, que d’après les géologues pétroliers qui, les premiers, ont prédit avec justesse le pic mondial de pétrole conventionnel, le pic géologique de gaz conventionnel devrait suivre le pic de pétrole d’environ 10-15 ans… en l’absence de substitution pétrole vers gaz ! Et évidemment, une telle substitution précipitera le pic gazier… voire accentuera le déclin du gaz une fois celui-ci entamé.


Est-ce que le gaz pourra servir d’amortisseur au déclin pétrolier avant de voir sa production décliner à son tour ? C’est possible, mais à mon avis, le déclin de la production pétrolière s’annonce tellement violent que je serais extrêmement surpris que le gaz arrive à compenser quoi que ce soit, du moins au-delà de quelques années. Autrement dit, je serais très surpris que la société se rende compte que le gaz fait effectivement office d’amortisseur et que sa situation serait encore pis si on n’avait pas le gaz. En plus, là encore, la proximité du pic gazier et du pic pétrolier implique que cet amortisseur, s’il est possible, ne pourra avoir qu’une durée de « vie » limitée…

 

 

Un commentaire d’internaute sur le site « oil man » (Auzanneau) :


« le caractère épuisable de la ressource ne serait plus déterminé essentiellement par des paramètres physiques »: inutile d’aller plus loin.
Le délire habituel du « y en a plein (ça c’est vrai), c’est juste une question de prix pour aller le chercher (ça c’est faux) ».

Il y a un biais fondamental que peu de gens voient dans l’économie de l’extraction pétrolière qui est de penser que c’est le prix du baril qui détermine la rentabilité d’un gisement.

Depuis environ 100 ans, on ne fait plus de trou avec des pelles et des pioches et des bonhommes qu’on peut payer avec du papier imprimé. Ce sont des machines qui font des trous, des compresseurs qui fracturent, des camions, etc. Et ce sera de plus en plus vrai, surtout pour les gisements restants (compact, deep offshore, sub-arctique, etc.). Or les machines ont besoin de kWh (essence, electricité, gaz, peu importe).
Donc en première approximation, faire un trou pour chercher du pétrole (ou du gaz), c’est d’abord consommer de l’énergie.

Ensuite on ne cherche pas du pétrole en tant que kérogène pour faire de la chimie fine à haute valeur ajouté, on cherche de l’énergie (un truc qui brûle). – OK on en utilise un peu pour la chimie, mais ce n'est pas le gros du marché.

Donc en résumé, je consomme des kWh pour faire un trou duquel va sortir des kWh. Tant qu’il sort plus de kWh du trou que j’en ai utilisé (en moyenne sur plein de trous), c’est le prix du marché qui compte (je vends le différentiel sur les marchés et je paye avec du papier mes ouvriers, mes actionnaires, rembourse l’emprunt bancaire, arrose le dictateur local qui me laisse faire, etc.). Plus le prix du baril il est élevé, plus je peux me permettre un différentiel faible (le fameux « critère économique » de l’article).

Question: que ce passe-t-il lorsqu’il sort moins de kWh du trou que ce qu’on a utilisé pour le faire car il faut plus de « technologie » (en réalité: plus de machines et d’énergie pour aller fracturer et sucer le jus dilué)?


Ben c’est simple, on arrête de faire des trous. Indépendamment du prix de l’énergie (même à 1 M$ le baril, vous utilisez le pétrole ou l’énergie en général que vous avez pour faire des trucs utiles).

Ce serait à peu près aussi con que de brûler des diamants dans une machine à vapeur qui creuserait une mine pour extraire des diamants.

En résumé: qu’il reste plein de pétrole/gaz/charbon dilué sous terre, je n’ai aucun problème avec les experts qui prétendent cela.


Ce que je peux affirmer en tant que physicien c’est qu’on n’ira pas le chercher tout simplement parce que l’opération ne sera pas énergétiquement rentable (rien à voir avec l’économie), et comme le dit si bien Jancovici « les lois de la physique sont de vraies lois ».
On peut tricher en économie (créer de la monnaie, effacer des dettes), pas avec la physique (créer et faire disparaitre des trucs, ça s’appelle la magie).

 

Philippe

Patrick Pouyanné, PDG de Total : « Après 2020, on risque de manquer de pétrole »
 
Le patron du groupe pétrolier estime que les investissements dans les hydrocarbures ne sont pas repartis depuis le pic de 2014.
 
A la veille de la publication des résultats 2017 du groupe pétrolier, jeudi 8 février, le PDG de Total, Patrick Pouyanné, annonce un bénéfice supérieur à 10 milliards de dollars. Le prix du baril a fortement augmenté. Comment cela se traduira-t-il dans les résultats 2017 de Total ?
Le résultat net sera de près de 30 % supérieur à celui de 2016 [qui était de 8,3 milliards de dollars] . Ces bons résultats sont le fruit de trois éléments : discipline sur les dépenses, croissance de la production et hausse des prix du brut. Le plus important, c'est l'avenir. Depuis deux ans, Total a profité de prix bas pour regonfler ses réserves de 5 milliards de barils payés 2,5 dollars [2 euros] le baril, avec l'acquisition du danois Maersk Oil, la concession ADCO à Abou Dhabi ou l'alliance stratégique avec Petrobras au Brésil.
 
Ces opérations assureront une hausse moyenne de la production de 5 % par an jusqu'en 2022. Nous nous sommes aussi renforcés dans le gaz naturel liquéfié [GNL] en rachetant l'activité d'Engie, ce qui place Total au deuxième rang mondial, avec 10 % du marché.
 
Après avoir beaucoup investi, le groupe verra son cash-flow augmenter tout en conservant sa discipline d'investissement, parce qu'on ne maîtrise pas les prix du pétrole. Enfin, nous allons continuer d'investir dans les énergies renouvelables avec la volonté de plus en plus affirmée de produire de l'électricité à partir du gaz et des renouvelables, et de la vendre, sur la base d'un constat simple : la demande en électricité croît plus vite que la demande moyenne en énergie.
 
Y a-t-il un risque de pénurie à l'horizon 2020 - et donc de flambée des prix du pétrole -, faute d'investissements suffisants en 2015-2017 ?
 
Les grands investissements de l'industrie « oil & gas » n'ont pas encore repris. On est autour de 400 milliards de dollars dans l'exploration-production [plus de 750 milliards au pic de 2014] . Après 2020, on risque de manquer de pétrole. La demande progresse très vite, et même deux fois plus vite ces trois dernières années que lors des trois années précédentes.
 
C'est un fondamental : quand les prix du brut sont bas, l'industrie investit moins mais on consomme plus. Mais entre le moment où l'on décide d'investir et celui où l'on produit le premier baril, il s'écoule plusieurs années. L'équilibre offre-demande est donc délicat, ce qui explique les cycles et la volatilité. Il n'est pas écrit que le baril va rester à son niveau de 70 dollars, et nous travaillons sur des scénarios de replis à 50 dollars. Il reste beaucoup d'inconnues sur les marchés pétroliers.
 
Pour un groupe comme Total, Donald Trump est-il un handicap ou une aubaine ?
 
Au forum de Davos, Donald Trump a invité une quinzaine de patrons européens à dîner. J'ai parlé à un président d'abord soucieux de l'avenir de son pays, pas à un « homme d'affaires » comme on le décrit parfois. Au fond, il n'a jamais dévié de sa ligne « America first », la seule chose qui compte à ses yeux.
 
« Le gaz se porte bien, ce qui est une bonne nouvelle pour les défenseurs du climat, car il émet deux fois moins de CO2 que le charbon. »
 
Jean-Michel Bezat, Nabil Wakim
 
(publié par J-Pierre Dieterlen)
https://www.lemonde.fr/economie/article/2018/02/06/patrick-pouyanne-pdg-de-total-apres-2020-on-risque-de-manquer-de-petrole_5252425_3234.html
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chauffe eau solaire 66 21/04/2020 09:58

Cet état de fait et la faillite attendue de certains spécialiste du schiste ne risque t il pas d'entrainer une faillite bancaire de masse ?

ottolilienthal 22/04/2020 07:54

en théorie oui, en pratique non je pense : la FED et toutes les banques centrales faisant tourner la "planche à billets" à pleins pots..et donc in fine, une crise monétaire..