Article de Pierre Hacquard, Marine Simoën et Emmanuel Hache
paru dans la revue de l’IFP-EN : https://ogst.ifpenergiesnouvelles.fr/articles/ogst/full_html/2019/01/ogst190315/ogst190315.html
Résumé
Cet article examine le risque important d’une insuffisante offre de pétrole d’ici 2025 et au-delà, compte tenu du rythme actuel des investissements et de la demande croissante au niveau mondial. Il se concentre en premier lieu sur l’état actuel du secteur amont pétrolier et sur les défis futurs qu’il doit relever pour répondre à la demande toujours croissante de pétrole. Différents scénarios de production concernant le pétrole non-conventionnel américain sont ensuite évalués pour estimer sa capacité à compenser l’offre de pétrole conventionnel déclinante (production et découvertes en baisse, investissements insuffisants, risques géopolitiques persistants et pressions environnementales). L’analyse confirme le risque non négligeable d’une crise pétrolière d’ici 2025 dans le contexte d’une demande de pétrole toujours croissante.
© P. Hacquard et al., published by IFP Energies nouvelles, 2019
Il s’agit d’un article en libre accès distribué sous les termes de la Creative Commons Attribution License (http://creativecommons.org/licenses/by/4.0), qui autorise l’utilisation, la distribution et la reproduction sans restriction sur tout support, à condition que l’œuvre originale soit dûment citée.
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 entreprises 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 100 millions de barils par jour (mb/j) (AIE, 2018). Derrière ce chiffre symbolique se cache une tendance constante depuis plusieurs décennies : une économie en croissance nécessite une quantité abondante de pétrole. Ainsi, la nécessité d’accroître l’offre mondiale de services énergétiques, accessibles et bon marché, parallèlement aux efforts déployés pour atteindre l’objectif des 2 °C fixé dans l’Accord de Paris, implique de fortes incertitudes quant à l’avenir du système énergétique mondial.
Être capable de comprendre avec précision les trajectoires potentielles de l’offre et de la demande de produits de base ainsi que les incertitudes qui y sont associées sont les clés pour fournir aux décideurs une analyse complète et pertinente. Ainsi, une grande partie de la modélisation prospective des systèmes énergétiques a été réalisée par divers acteurs tels que des instituts de recherche, des organisations intergouvernementales et des entreprises énergétiques privées. Les résultats des modèles dépendent fortement d’hypothèses spécifiques, couvrant des hypothèses macro-économiques (croissance économique, démographie, contraintes climatiques, etc.) et des hypothèses sur les évolutions technologiques. 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 dans le domaine de la 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 au Moyen-Orient. Conçue à l’origine pour anticiper et réagir aux perturbations physiques de l’approvisionnement en pétrole, ainsi que comme source statistique sur la situation du marché pétrolier et d’autres secteurs énergétiques, l’AIE est aujourd’hui un influenceur majeur mondial en matière de sécurité énergétique, de développement économique et de protection environnementale. Par conséquent, l’AIE publie chaque année son World Energy Outlook (WEO) (Perspective énergétique mondiale), dans lequel les tendances liées à l’énergie sont analysées et évaluées. Bien qu’il se concentre aujourd’hui sur toutes les sources d’énergie, le marché pétrolier reste au cœur des préoccupations de l’institution et son analyse reste la plus attendue et la plus lue par les différents acteurs. Ainsi, la plupart des acteurs de l’industrie (ExxonMobil, Total, Equinor, BP, DNV GL, etc.) utilisent et comparent leurs propres prévisions et scénarios avec ceux de l’AIE
Dans cette perspective, trois principaux scénarios sont décrits (AIE, 2018) :
- le Scénario des politiques actuelles (Current Policies Scenario, CPS) basé uniquement sur les lois et règlementation existantes, excluant ainsi les ambitions et les objectifs qui ont été déclarés par les gouvernements du monde entier,
- le Scénario des nouvelles politiques (New Policies Scenario, NPS), qui fournit une évaluation mesurée des orientations et des ambitions politiques actuelles, ainsi que de l’évolution continue des technologies connues, qui pourraient orienter le secteur énergétique dans les décennies à venir,
- le scénario de développement durable (Sustainable Development Scenario SDS) est un scénario récent qui explore ce qu’il faudrait faire pour atteindre les objectifs de développement durable de la COP21 de 2015 afin de limiter le réchauffement climatique en dessous de 2 °C et d’assurer un accès universel à une énergie moderne d’ici 2030.
Le NPS étant considérée comme un scénario de référence, le présent article a pour objet d’examiner ses hypothèses sur l’offre et la demande de pétrole. Néanmoins, il est important de garder à l’esprit que dans sa forme actuelle, ce scénario n’est pas compatible avec l’objectif de l’accord de Paris à 2 °C. Le NPS du WEO 2018 donne un aperçu de l’évolution de l’offre et de la demande de pétrole d’ici 2025. De 99,2 millions de barils par jour (mb/j) en 2018, la demande mondiale devrait atteindre 106,4 mb/j. Cela représente un taux de croissance annuel moyen d’environ 1,2 mb/j (1,2 %) et une augmentation totale en volume de 7,1 mb/j (AIE, 2019b). Les modèles de l’AIE écartent alors de fait l’éventualité d’un pic de demande d’ici 2025 et prévoient une augmentation soutenue, même dans un contexte de croissance économique modérée. Du côté de l’approvisionnement actuel, on observe que d’ici 2025, le taux d’épuisement naturel des gisements déjà en production conduira à une perte de production estimée à 34 mb/j qu’il faudrait remettre sur le marché pour pouvoir répondre à la demande. Ce nombre atteint même 54 mb/j si les investissements nécessaires à l’entretien des installations actuelles n’étaient pas effectués (Fig. 1). Cela correspond entre environ 5,5–9 mb/j à remplacer chaque année. Cela représente l’équivalent de 3 à 4 fois la production de l’Arabie Saoudite, en seulement 6 ans.
Selon l’AIE, au rythme actuel d’approbation des nouveaux projets, et si les installations existantes sont maintenues, 19 mb/j pourraient être fournis par de nouveaux projets, sans prendre en compte le non-conventionnel américain. Néanmoins, il manquerait encore 15 mb/j supplémentaires 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 pouvoir combler cet écart dans un délai aussi court : la production de pétrole non-conventionnel américaine. Mais pour atteindre ce volume, le niveau réel de production devrait alors doubler (7,419 mb/j, selon les estimations de le département américain à l’énergie (EIA), en avril 2019).
Ainsi, pour la première fois depuis sa première publication, l’AIE indique clairement le risque d’une pénurie d’offre d’ici à 2025 dans son WEO 2018: “The risk of a supply crunch looms largest in oil. The average level of new conventional crude projects approvals over the last three years is only half the amount necessary to balance the market out to 2025, given the demand outlook in the New Policies Scenario. US tight oil is unlikely to pick up the slack on its own. Our projections already incorporate a doubling in US tight oil from today to 2025, but it would need more than triple to offset a continued absence of new conventional projects” (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 en 2025 ?
La première partie de cet article se concentrera sur l’analyse de la situation actuelle du secteur amont et sur les défis futurs qu’il doit relever pour répondre à la demande toujours croissante de pétrole. Pour évaluer la capacité du pétrole non-conventionnel américain à compenser le potentiel déficit d’approvisionnement, la deuxième partie étudiera différents scénarios de production. Les résultats sont finalement discutés dans la section 3, nous soulignerons en particulier les principaux facteurs qui peuvent limiter la capacité du pétrole non-conventionnel américain à combler l’écart croissant et entre l’offre et la demande sur le marché La conclusion de cet article confirme alors le risque important d’un resserrement de l’offre d’ici 2025 et au-delà, au rythme actuel des investissements et de l’augmentation de la demande de pétrole.
2) Facteurs affaiblissant le secteur amont
2.1 Déclin 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 lors (Figure 2). S’il existe encore aujourd’hui des découvertes de pétrole conventionnel (Rystad Energy, 2018) (1), la plupart des nouvelles découvertes sont des ressources non-conventionnelles comme le pétrole de roche-mère (dit de schiste) aux Etats-Unis ou les sables bitumineux au Canada. Suite à la baisse des prix du pétrole en 2014, les découvertes de conventionnel ont atteint un minimum record au cours des 4 dernières années avec moins de 9 milliards de barils équivalent pétrole (Gbep) découverts par an (Rystad Energy, 2019).
Les volumes découverts lors des forages à fort potentiel (réserves supérieures à 100 mb) ont globalement diminué de 50 % au cours de cette période par rapport aux 5 années précédentes. La baisse de 28 % du nombre de plateformes de forages au cours de la période n’explique que moins de la moitié de cette baisse (figure 3), la baisse des succès commerciaux et la taille moyenne des découvertes expliquant le reste.
Par conséquent, le renouvellement des réserves est devenu un enjeu crucial pour l’industrie pétrolière. Au cours des cinq dernières années, le taux de succès commercial de l’exploration dans les régions frontières (2) n’a atteint que 6 % sur un total de 154 puits pour un coût de 11 milliards USD (Westwood Global Energy Group, 2019). Le faible taux de réussite de l’exploration et la faiblesse des prix du pétrole ont amené l’industrie amont à réduire son exposition au risque en réduisant son budget d’exploration de 20 % de son investissement total en 2010 à un faible niveau record de 10 % en 2018 (IEA, 2019a). La plupart des principales sociétés d’exploration et de production ont préféré augmenter leurs investissements pour améliorer la production des champs existants. Seule une poignée de sociétés ayant des niveaux de production importants ont été en mesure de 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).
De plus, la taille moyenne des découvertes est passée de 500–1000 mbep (3) il y a 40 ans à seulement 50–100 mbep au cours des 5 dernières années. Il a constamment diminué d’année en année et a atteint un minimum historique de 57 mbep en 2018 (Westwood Global Energy Group, 2019).
Un champ pétrolier classique atteindra son maximum de production au cours des premières années suivant sa mise en service, suivi d’un plateau de production, avant d’entrer dans un déclin exponentiel irréversible appelée phase de déclin. L’estimation du taux de déclin peut varier entre 3 % et 9,5 % par an selon les caractéristiques du champ. Jusqu’à 81 % de la production mondiale de pétrole conventionnel pourrait actuellement être déjà en phase de déclin (Fustier et al, 2016). Aujourd’hui, l’offre mondiale repose de plus en plus sur de petits gisements. 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 champs géants.
En conséquence, la production mondiale de pétrole brut conventionnel a culminé en 2008 à 69 mb/j (AIE, 2018) et a depuis chuté d’environ 2,5 mb/j sans qu’aucune reprise ne soit attendue. Seuls les développements des LGN (4), de pétroles extra-lourds et de bitumineux (EHOB) et de pétroles légers ont compensé ce déclin et permis à l’économie mondiale de poursuivre sa croissance (AIE, 2018). Pour satisfaire la demande sans l’appui massif des non-conventionnels américain, au moins 16 milliards de bep devront être découverts chaque année d’ici 2025. Presque deux fois plus que les niveaux actuels (AIE, 2018).
Finalement, et comme nous l’avons déjà mentionné, le nombre d’appareils de forage conventionnels et non-conventionnels actifs dans le monde a diminué de 28 % depuis les pics atteints en 2014. Sur les 2,182 forages en service en mai 2019, la moitié étaient situés en Amérique du Nord (dont 93 % aux États-Unis, figure 3). Actuellement, 87,2 % des forages américains sont consacrés aux puits horizontaux, ce qui signifie qu’environ la moitié de tous les puits forés dans le monde aujourd’hui sont consacrés aux ressources non-conventionnelles (BHGE, 2019). Le nombre d’appareils de forages est relativement flexible et pourrait rapidement augmenter à nouveau si les prix du pétrole et les conditions du marché revenaient à des niveaux plus attrayants. Cependant, il est important de souligner que cette flexibilité ne peut être observée qu’aux États-Unis où les facteurs de production peuvent être mobilisés rapidement.
2.2 Insuffisance des investissements
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 l’amont pétrolier ont été significativement réduites d’environ 1–2 trillions de dollars (Fig. 5). Les conséquences de cette réduction drastique sont encore incertaines et ne se sont pas encore fait ressentir sur la production mondiale..
En 2018, les investissements dans le secteur amont étaient encore inférieurs de 40 % à ceux observés en 2014. Cette contraction s’explique en grande partie par la baisse des volumes d’investissements. Toutefois, les entreprises bénéficient également d’un environnement de prix plus favorable de la part de leurs fournisseurs sous pressions. Ajusté au coût actuel des fournisseurs, l’investissement reste toujours inférieur de 12 % par rapport au maximum de 2014. Une autre différence majeure tient au fait que les investissements dans les pétroles non-conventionnels représentent aujourd’hui 26 % de tous les investissements en amont contre 17 % sur la période 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 faiblesse des perspectives de prix du pétrole due à l’entrée rapide sur le marché du pétrole brut non-conventionnel ; (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 des dividendes (politique de rachats d’actions, etc.) et n’investissent pas dans de nouveaux projets ; (iii) le passage aux stratégies orientées vers les énergies renouvelables pour nombre de sociétés pétrolières et gazières (BP, Total, Equinor, Royal Dutch Shell, etc.) affectant le montant de leur budget consacré aux projets liés aux hydrocarbures ; (iv) le système bancaire est de moins en moins incité à financer des projets pétroliers et gaziers risqués en raison notamment des pressions sociales exercées par les actionnaires ; (v) les stratégies d’aversion au risque ont réduit le budget d’exploration de la plupart des grandes sociétés pétrolières et gazières, se concentrant à améliorer la production des champs existants et à faire de l’exploration des champs attenants (moins intensive en capital mais avec des volumes découverts inférieurs) ; (vi) l’accident de BP dans le Golfe du Mexique et l’amende qui en a résulté (20 milliards de dollars) ont eu un impact sur le budget consacré à la sécurité et à la HSE (Health, Safety and Environment) pour la plupart des entreprises internationales ; (vii) la pression publique a ralenti certains processus dans le monde pour fournir des licences et des permis de forage (îles Lofoten en Norvège par exemple) et récemment (viii) la guerre commerciale entre la Chine et les Etats-Unis a affecté les perspectives de croissance économique mondiale et la croissance de la consommation de pétrole à moyen terme.
Pour la seconde année consécutive, la croissance de l’investissement mondial en amont devrait demeurer modérée en 2019. Cette croissance est estimée entre 3 % et 8 %, contre plus de 15 % avant 2014 (IFPEN, 2019a). Par ailleurs, il existe d’importantes disparités régionales, 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 les investissements massifs dans le pétrole non conventionnel américain qui représente 21 % des investissements mondiaux (AIE, 2019a). Les projets développés sont réalisés dans un contexte de baisse des prix des services et se concentrent principalement sur des environnements en offshore moins profonds et moins intensifs en capital (IFPEN, 2019a).
2.3 Risques géopolitiques persistants
Les instabilités géopolitiques récentes et les incertitudes sociétales ont également affecté la capacité d’offre d’importants producteurs et il est fort probable que cela se reproduira à l’avenir. Globalement, 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 bouquet énergétique mondial (Bonnet et al, 2019 ; Hache, 2016 ; Hache et al, 2019a, b). Les préoccupations actuelles se concentrent dans quelques régions 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 s’efforcent de mettre un terme aux achats de pétrole brut iranien. Ceci s’est associé à des sanctions contre les pays qui continueraient à en acheter, au risque de tensions avec plusieurs alliés. Le déficit maximum pourrait couvrir un volume jusqu’à 2,7 mb/j, volume moyen exporté enregistré début 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 chaque jour (EIA, 2019). En Libye, les activités de forage onshore viennent de reprendre après 3 ans d’interruption. Les tensions récentes ont jeté le doute sur la capacité de son industrie à se redresser dans un contexte de projets plus coûteux et plus 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 de son histoire en 2018 (figure 6), la production vénézuélienne pourrait continuer à chuter à mesure que son économie s’enfonce dans la crise. La crise de trésorerie à Petroleos de Venezuela (PDVSA) et la mauvaise gestion des réserves ont déjà réduit la production de près de 1,6 mb/j au cours des trois 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 quant à la stabilité du système mondial d’approvisionnement en pétrole à court terme.
2.4 Une nouvelle donne environnementale
Un aspect important des risques qui pèsent sur l’avenir des capacités en amont et qui ne doit pas être minimisé sont les problèmes climatiques et environnementaux auxquels nous sommes confrontés et leur influence croissante sur les économies, le comportement des consommateurs et les responsables politiques. Les consommateurs exigent de plus en plus de transparence de la part des États et des institutions du monde entier. Un lobbying et un activisme intensifs ont conduit à des décisions historiques récentes qui affecteront l’approvisionnement en pétrole à long terme. Récemment, plusieurs engagements pris par de grandes compagnies pétrolières comme Equinor, BP ou Royal Dutch Shell ont été observés par le groupe d’investisseurs Climate Action 100+ et d’autres sont à venir. D’autres majors comme Total se sont engagés à devenir neutres en carbone d’ici 2030. Ces décisions auront nécessairement un impact sur leurs investissements, qui ne seront plus entièrement dédiés au renouvellement de leurs réserves pétrolières mais aussi au développement de nouvelles activités à faible émission de carbone. Certaines entreprises se sont même complètement désengagées de leurs activités pétrolières à l’image du géant français de l’énergie Engie (5).
L’image de plus en plus négative de l’industrie pétrolière auprès des jeunes générations fait craindre une pénurie de vocations dans les années à venir. La recherche de jeunes talents devient un enjeu crucial pour l’industrie de l’énergie. Celle-ci a été classée en sixième position parmi les huit industries les plus attractives par les étudiants en ingénierie et en IT (technologies de l’information) et une seule grande entreprise de l’énergie figurait parmi les 50 employeurs les plus attractifs au monde en 2018 (Universum, 2019).
Les politiques anti-pétrolières font également 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 important au monde, vient d’annoncer son retrait de tous les acteurs d’exploration pure dans les années à venir. Dans le secteur financier, de nombreuses banques, principalement européennes mais aussi américaines, ont décidé, en raison des demandes des actionnaires, de ne plus investir dans les sables bitumineux au Canada ou dans le pétrole non-conventionnel aux Etats-Unis.
Si ces exemples peuvent sembler anecdotiques en termes d’impact aujourd’hui, ils constituent des “signaux faibles” envoyés au reste de la communauté internationale pour les décennies à venir. Le désinvestissement dans le secteur amont est susceptible d’augmenter à l’avenir et n’est plus uniquement le résultat des variations des seuls prix du marché.
Cet ensemble de facteurs, non exhaustifs, soulignent les défis croissants que doit relever le secteur de l’amont pétrolier pour répondre à la demande croissante de pétrole à l’avenir. 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). Suite aux mêmes observations, l’AIE déclare pour la première fois dans les 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 non-conventionnels américains doublent leur production d’ici 2025. En effet, avec une relative stabilité politique, la moitié des capacités de forage mondiales, une capacité de financement et un réseau industriel et des infrastructures déjà développés, ils apparaissent comme les seuls capables de combler ce déficit à court terme. Mais, malgré les progrès technologiques et d’importantes réserves découvertes, les gisements non-conventionnels américains peuvent-ils à eux seuls compenser le déclin inévitable des champs conventionnels ? Un examen plus approfondi du potentiel pétrolier non-conventionnel des États-Unis sera présenté dans la partie suivante, à partir de l’analyse de données historiques et d’un modèle 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 élaboré. Ce dernier ne vise pas à prévoir avec précision le niveau de la production américaine de pétrole non-conventionnel dans les années à venir. Basé sur les tendances historiques, il vise plutôt à estimer les limites de ses capacités dans le cadre actuel d’évolution technologique et d’investissement. Les réservoirs de pétrole non-conventionnels se caractérisent par une qualité inférieure à celle des réservoirs conventionnels. Ils sont compacts, ont une faible perméabilité et des porosités nécessitant la fracturation hydraulique pour produire leur pétrole, ce qui entraîne des taux de production très faibles et des déclins rapides. Contrairement aux champs conventionnels où la production augmente pendant plusieurs mois ou années, un puits de pétrole non-conventionnel américain atteindra son maximum de productivité très rapidement, environ 1 à 2 mois après sa mise en service. Elle 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). À titre de comparaison, les débits moyens des puits non-conventionnels sont de 10 à 100 fois inférieurs à ceux des puits conventionnels, ce qui entraîne une augmentation du nombre de puits nécessaires pour obtenir la même production. Ainsi, les principaux paramètres identifiés qui ont la plus forte influence sur le taux de production de pétrole non-conventionnel aux États-Unis sont le nombre de puits horizontaux forés par an et la productivité moyenne par puits dans le temps. Ces deux paramètres sont utilisés pour calibrer et faire fonctionner le modèle,
Plus de 125 000 puits horizontaux ont été forés aux États-Unis à ce jour. Les données fournies par le département américain à l’énergie (EIA) aux États-Unis mettent en évidence deux tendances linéaires distinctes pour les taux annuels de forage au cours de la période du boom pétrolier non-conventionnel aux États-Unis (de 2010 à aujourd’hui) (EIA, 2019). La première tendance associée aux prix élevés du pétrole de 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 jusqu’à présent et sera considéré comme le “High Drilling Rate” dans le modèle. La tendance actuelle du forage peut être observée suite à la baisse du prix du pétrole de 2014 à aujourd’hui avec environ 8 000 puits horizontaux par an (Fig. 7). Il est considéré comme le “Low Drilling Rate” dans notre modèle.
D’autre part, la productivité moyenne des puits horizontaux a triplé au cours des sept dernières années aux États-Unis, compensant la baisse exponentielle de la productivité et contribuant aux taux de production records observées. Des taux de production que personne n’avait anticipé. Afin d’évaluer le potentiel des non conventionnels américains, deux hypothèses ont été avancées concernant l’évolution de la productivité. La première hypothèse repose sur des améliorations continues de la productivité moyenne par puit, qui continue 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 implémentée suivant la tendance moyenne d’amélioration des 7 dernières années (approx. +50 bpj/an au pic de production) (Fig. 8). La seconde hypothèse considère que la productivité reste stable et au cours des prochaines années. En 2018, le pic de productivité s’est établi en moyenne à 647 bpj par puits, qui sera la valeur retenue pour ce deuxième scénario
Le modèle a été calculé sur une base mensuelle où le taux de déclin de production d’un puits est fixé pour chaque mois de production en fonction des performances historiques des 7 dernières années.
Quatre scénarios seront présentés à l’aide des hypothèses décrites ci-dessus :
- High Drilling Rate — Productivity Increase (HDR — PI);
- High Drilling Rate — Stable Productivity (HDR — SP);
- Low Drilling Rate — Productivity Increase (LDR — PI);
- Low Drilling Rate — Stable Productivity (LDR — SP)
4) Résultats et débats
Dans le scénario HDR-PI, où la productivité est en constante augmentation en parallèle d’un important nombre de puits forés, la production pourrait croître jusqu’à atteindre 14,1 Mb/j en 2025. Le scénario HDR-SP montre également une production qui croît dans le temps mais à un rythme plus lent pour atteindre 10,2 Mb/j en 2025. Dans le scénario LDR-PI, la production diminue quelques années avant de reprendre, le déclin naturel de la production étant alors compensé par des gains de productivité des nouveaux puits forés pour atteindre 7,4 Mb/j. Le scénario LDR-SP voit quant à lui sa production diminuer chaque année pour atteindre 5,5 Mb/j en 2025 (Fig. 9). Ce qu’il est important de noter, c’est que dans tous les scénarios, la production américaine de pétrole non-conventionnel est inférieure aux 15 Mb/j requis par l’AIE pour équilibrer l’offre et la demande dans les années à venir.
Par ailleurs les hypothèses utilisées dans le modèle peuvent être considérées comme optimistes lorsqu’on les compare à d’autres paramètres qui peuvent avoir une incidence négative sur la production américaine de pétrole non-conventionnel, en particulier :
- il n’est pIl n’est pas pris en compte le fait qu’après un certain temps, les zones les plus productives auront toutes été mises en production et que les opérateurs devront se tourner vers des zones moins productives (comme pour les champs conventionnels), ce qui aura nécessairement un impact sur le seuil de rentabilité et la productivité à long terme ;
- En raison de la proximité des puits horizontaux dans les réservoirs non-conventionnels, les puits nouvellement forés peuvent “cannibaliser” des puits déjà en production et réduire leur productivité (Matthews et al., 2019) ;
- Aucun seuil économique n’est pris en compte dans la durée de vie des puits ;
- L’activité non-conventionnelle reste très intensive en capital, après de nombreuses années de dépenses élevées les investisseurs commencent à s’orienter vers une certaine discipline budgétaire, ce qui pourrait limiter les investissements dans l’avenir ;
- L’environnement financier, notamment les faibles taux d’intérêt, pourrait évoluer défavorablement dans les années à venir ;
- Afin de maintenir des coûts faibles, il est nécessaire d’optimiser autant que possible 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 l’acquisition de nouvelles zones de forage aux États-Unis est rude. Cela peut avoir des répercussions sur la capacité des producteurs à maintenir leur seuil de rentabilité à long terme.
Il faut également noter que depuis le début de son essor, la production non-conventionnelle américaine n’a pas encore connue une seule année qui soit rentable globalement (Fig. 10). Bien que certains acteurs, notamment les majors, puissent générer des profits grâce à des efforts concentrés sur les champs les plus productives et donc rentables, 90% des producteurs américains indépendants n’ont toujours pas généré de cash-flow positif en mai 2019 (Rystad Energy, 2019). Ceci peut être directement liée aux 185 faillites de sous-traitants pétroliers aux États-Unis qui ont été enregistrées depuis 2015. Avec une dette cumulée de 65 milliards de dollars, dont 25 milliards de dollars non garantis et non remboursables, les incertitudes quant à l’avenir des investissements dans l’industrie non-conventionnelle américaine augmentent (Haynes et Boone’s Energy, 2019).
En ce qui concerne le dernier World Energy Outlook (WEO), l’AIE a également effectué des projections de production pour le pétrole non conventionnel américain. Leur modèle, qui se veut plus prédictif, est cohérent avec les ordres de grandeur de nos résultats et prévoit que la production devrait atteindre un pic autour de 9 mb/j vers 2023. En y regardant de plus près, certaines de leurs hypothèses sont également discutables. En particulier, ils envisagent un taux de forage d’environ 20 000 puits par an. L’analyse de sensibilité montre que le nombre de puits forés par année a le plus grand impact dans notre modèle. En utilisant le taux de forage de l’AIE de 20 000 puits, notre modèle atteint jusqu’à 17,8 Mb/j en 2025 dans un scénario productivité croissante et 12,9 Mb/j dans le cas d’une productivité constante. Néanmoins, l’hypothèse de 20.000 puits forés peut être considérée comme très optimiste compte tenu des tendances actuelles et des dernières années. Au regard du nombre actuel d’appareils de forage actifs aux États-Unis (figure 3) et des prix du pétrole, il semble peu probable que le nombre de puits forés par an atteigne les valeurs observées entre 2011–2014 d’ici 2025. D’autre part, du point de vue de l’AIE, la productivité devrait diminuer avec le temps, compte tenu des éléments présentés ci-dessus (AIE, 2018). De son côté, l’EIA est plus optimiste avec un pic de production qui devrait atteindre environ 12 Mb/j en 2025 dans son scénario de référence (EIA, 2019). Cette ordre de grandeur est alors cohérents avec notre scénario HDR -PI.
En conclusion, quelques soit les scénarios analysés (issu de ce travail ou fournis par les agences de modélisation de l’énergie), aucun modèle actuel ne permet d’atteindre 15 Mb/J de production non conventionnelle américaine d’ici 2025.
Dans ce contexte, serait-il possible d’imaginer que l’exploitation d’autres ressources non-conventionnelles puisse émerger dans d’autres pays de la même manière qu’aux États-Unis ? Les intérêts des pays sont nombreux : sécurité énergétique, baisse des prix du gaz et de l’électricité ainsi que de nombreux emplois qui seraient bénéfiques à leur économie locale.
Néanmoins, les États-Unis combinent un ensemble de facteurs en faveur de l’émergence rapide de l’industrie non-conventionnelle, qui semble peu susceptible d’être observée ailleurs, notamment : un accès proche et rapide au marché intérieur (les États-Unis sont le premier consommateur mondial de pétrole) ; une industrie pétrolière 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 approfondies sur le secteur amont, des compétences et une longue expérience reconnues ; la moitié des installations de forage dans le monde présente sur le seul territoire américain, un réseau d’investissement vaste et mature avec des ressources financières abondantes (panel de grands investisseurs, marché très structuré) ; ainsi que des droits miniers spécifiques donnant la propriété du sous-sol aux propriétaires fonciers (Bauquis, 2014).
Dans les zones à fort potentiel de production non-conventionnelle (Argentine, Chine, Russie, etc.), il est peu probable de voir émerger une production non-conventionnelle aussi importante que celle observée aux États-Unis d’ici à 2025. Et ce pour une ou plusieurs des raisons susmentionnées selon la géographie étudiée. A 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 américain des non-conventionnels, une augmentation rapide de la production 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, les tuyaux de forage, la location de plateformes ou les salaires. Ceci risque d’entraîner une hausse des prix, voir des problèmes d’approvisionnement de certains produits qui pourraient diminuer la rentabilité déjà fragile de certains projets pétroliers non-conventionnels (Bauquis, 2014).
Par conséquent, une évaluation au cas par cas pour chaque pays doit être envisagée pour estimer les réels potentiels de production à moyen terme, car les facteurs affectant les coûts de production et la rentabilité du projet sont nombreux (coûts de forage, profondeur du réservoir, coût de la main d’œuvre, réglementations environnementales, taxes et redevances d’État, etc.)
5) Conclusion
Dans le contexte d’un secteur amont conventionnel déclinant (baisse de la production et des découvertes, investissements insuffisants, risques géopolitiques persistants et pressions environnementales), les non-conventionnels américains se sont présentés ces dernières années comme la réponse à une demande croissante de pétrole. Néanmoins, face à une demande qui continuerait à croître dans les années à venir, la probabilité d’un choc pétrolier d’ici 2025 est loin d’être négligeable. Selon cette étude, il est peu probable que les États-Unis soient en mesure de doubler leur production de pétrole non-conventionnel dans les années à venir, et il semble peu probable qu’un autre pays soit en mesure de mettre en production ce même volume de pétrole sur l’échelle de temps étudiée (horizon 2025).
Compte tenu du lien étroit qui existe actuellement entre la consommation d’énergie et la croissance économique mondiale (6), il est difficile de mentionner la possibilité d’un choc pétrolier sans mentionner ses principales conséquences probables. La littérature fournit déjà des analyses des conséquences, principalement économiques, d’un manque d’approvisionnement en pétrole sur notre société, en premier lieu 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 combustibles liquides. Les opérations et les chaînes d’approvisionnement perturbées par les hausses de prix pourraient rapidement entraîner d’importantes pertes financières pour les entreprises, voir des faillites. L’inflation mondiale résultante, combinée à des incertitudes majeures sur les marchés, pourrait déclencher une récession économique mondiale et/ou une crise financière, entraînant une réduction de la richesse globale et des problèmes sociaux majeurs. De telles perspectives ne peuvent être minimisées et obligent dès aujourd’hui à anticiper et atténuer le risque d’une contraction de l’approvisionnement énergétique mondial. De nouvelles politiques doivent être mises en place pour minimiser le risque d’une pénurie de l’offre et réduire autant que possible les impacts négatifs d’un tel événement sur la société.
Par ailleurs, la perspective d’un ralentissement de l’offre de pétrole réaffirme avec force, 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 technologies bas-carbone. Les pays, tout en gagnant en indépendance énergétique, réduiront partiellement l’impact d’une future crise pétrolière sur leur économie.
Remerciements
Cet article a bénéficié du soutien financier de l’Agence Nationale de la Recherche (ANR) dans le cadre du projet GENERATE. Les auteurs tiennent à remercier les réviseurs 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. Toutes 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.
Pierre Hacquard, Marine Simoën et Emmanuel Hache
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(publié par J-Pierre Dieterlen)
