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des ECOLOGISTES

A l’occasion de la neuvième conférence mondiale de l’Association d’étude des pics de production de pétrole et de gaz naturel, à Bruxelles, Actu-Environnement a demandé au président de l’ASPO (association d’étude du pic pétrolier et gazier), Kjell Aleklett, une mise au point sur l’évolution des ressources de brut à moyen terme.

Actu Environnement : Comment a été identifié le pic pétrolier ?

Kjell Aleklett : En 1998, les géologues Jean Laherrère, ancien expert chez Total, et Colin Campbell, fondateur de l'ASPO, ont réalisé une étude inédite sur le pic pétrolier, à partir des données de Petroconsultants, première base de données indépendante sur les ressources pétrolières. Fondée à Genève dans les années soixante par l'expert américain Harry Wassall, Petroconsultants a constitué un réseau international de géologues et de retraités expérimentés de l'industrie pétrolière, qui ont alimenté cette base de statistiques pendant une trentaine d'années. Les compagnies pétrolières elles-mêmes fournissaient des chiffres, pour savoir indirectement ce que leurs concurrentes déclaraient comme estimations de ressources. Censurée par ses commanditaires, l'étude de Jean Laherrère et Colin Campbell est finalement parue dans la revue Scientific American en mars 1998, sous le titre "La fin du pétrole bon marché". Cette étude annonçait le pic pétrolier pour 2004. Finalement, le pétrole conventionnel a atteint son pic en 2006, ainsi que l'a confirmé l'Agence internationale de l'énergie dans le World Energy Outlook de 2010.

AE : C'est dans ce contexte qu'a été créée l'ASPO ?

KA : C'est effectivement en 2002 que j'ai organisé en Suède la première conférence de l'ASPO. A l'époque, nous avions diffusé un communiqué de presse annonçant qu'il y aurait autour de 2010 un pic de tous les pétroles, pas seulement du brut conventionnel, mais aussi des pétroles lourds et des sables bitumineux, et que la production totale annuelle atteindrait alors 30 milliards de barils. Les faits nous ont donné raison : la production totale a été chiffrée à 30,1 milliards de barils en 2010. La question est de savoir maintenant quelle sera la production de pétrole en 2011, 2012, 2013, ... Dans mon université à Uppsala (Suède), nous avons établi quatre scénarios, un scénario optimiste, un scénario pessimiste et deux scénarios intermédiaires. Dans le meilleur des cas, nous évaluons la production à 93 millions de barils par jour, mais cette hypothèse optimiste n'est pas validée, du fait que les gisements géants en Irak n'ont toujours pas été mis en production. Ce qui va se passer dans les prochaines années est très lié à l'évolution des investissements pétroliers en Irak, acteur clé de l'approvisionnement futur en pétrole conventionnel. Ce pays est en mesure de produire 4 à 5 millions de barils additionnels par jour. Alors que le reste des gisements du monde est en déclin. Le pétrole extrait de la Mer du Nord est en baisse : la production des plates-formes y est passée de 6 millions de baril/jour à 3 millions aujourd'hui. Les forages à grande profondeur, comme Deepwater Horizon dans le Golfe du Mexique, déclinent aussi. Les forages offshore d'Afrique de l'Ouest tournent à pleine capacité. Les autres grands gisements sont aujourd'hui en déplétion : Sumatra en Indonésie, Cantarell au Mexique, Gippsland en Australie, Daqing en Chine. En résumé, tous les gisements, en dehors du Moyen-Orient, ont passé leur pic.

AE : Qu'en est-il de la production de l'Arabie Saoudite ? Le gisement de Ghawar reste-t-il le plus grand champs du monde ?

KA : Les champs pétroliers d'Arabie Saoudite sont effectivement énormes. Prenez, par exemple, le champ pétrolier d'Abqaiq, le plus ancien d'Arabie Saoudite. Mis en production en 1946 , il a été exploité pendant une cinquantaine d'années et ne s'est éteint que récemment. Des champs de cette taille, seule l'Arabie Saoudite en recèle. Estimer les réserves précises de ce pays est plus compliqué que calculer ce qui reste dans les puits de la Mer du Nord, car les données sont plus nombreuses pour cette zone géographique. Quoiqu'il en soit, du pétrole, il en reste beaucoup en Arabie. Reste que, si les Saoudiens ne décident pas de mettre de nouveaux puits en exploitation, leurs gisements vont décroître de 6% par an. En Arabie Saoudite, l'enjeu est d'investir pour mettre en exploitation de nouveaux puits.

AE : Le pic pétrolier n'est donc pas seulement un problème géologique, c'est aussi une affaire d'investissements et de coût de l'extraction ?
KA : Exactement. On peut dire que les gisements de la Mer du Nord ont atteint leur point de bascule géologique. L'Arabie Saoudite peut produire durablement entre 10 et 12 millions de barils par jour, mais ne pourra pas doubler sa production, pour des raisons à la fois géologiques, techniques et d'investissements. Ce qui n'est pas forcément une mauvaise nouvelle pour le reste du monde. Nous consommons aujourd'hui, chaque jour sur la planète, quelque 70 millions de barils de brut. Si le monde ne réduit pas sa consommation, il va manquer l'équivalent de trois Mers du Nord pour compenser la déplétion des champs principaux. Il n'y a pas d'autre solution que d'apprendre à vivre avec moins de pétrole.

Il n'y a pas d'autre solution que d'apprendre à vivre avec moins de pétrole

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