En 2005, l’AIE avait prévu que la production pétrolière US allait décliner à un niveau de 5,5 million de baril/jour en 2015. Au lieu de cela elle a atteint 9,4 millions de baril/jour, dépassant pour la première fois depuis 1975 celle de l’Arabie Saoudite et de la Russie, grâce à un extraordinaire développement des hydrocarbures non conventionnels, avec un record de 4,7 millions de baril/jour en 2015.Cette production non conventionnelle a démarré avec à peine 100.000 baril/jour en 2000, avant d’atteindre 500.000 baril/jour en 2008 puis 4,7 millions de baril/jour en 2015.
C’est ainsi que la production de gaz non conventionnel(shale gas etTightgas) a aussi atteint en 2016 un niveau inattendu de 450 milliard de M3sur les 770 milliard de M3 produits par an, et permis non seulement la satisfaction de la totalité de la consommation US qui avoisine les 780 milliard de M3, mais aussi la relance de plusieurs projets de liquéfaction pour exporter une partie de cette production dès 2015. Cet exploit a été possible pour deux raisons principales :
– Un prix du baril de pétrole qui a augmenté sans arrêt depuis 2005 et s’est maintenu entre 80 et 100 $ en moyenne entre 2008 et 2014, en dehors d’une importante baisse entre 2008 et 2009 qui n’a duré que six mois.Le prix ainsi atteint a beaucoup contribué à l’accroissement des investissements dans le développement des hydrocarbures non conventionnels, tandis que la chute enregistrée à partir de 2014 a contribuéà son tour dans les efforts de réduction des couts d’exploitation grâce à d’énormes progrès technologiques.
– Une stratégie et des politiques destinées à assurer en premier lieu une indépendance ou sécurité énergétique basée sur soit sa propre production, soit le contrôle des ressources et des capacités de production là où elles existent.
Toujours en Amérique du Nord, et malgré la chute du baril entre 2014 à 2016, la production de pétrole lourd du Canada (sables bitumineux) est passée de 2,50 à 2,85 millionsde baril/jour. Il est prévu qu’elle augmente de 45% d’ici 2021 en passant de 2,85 à 4,12 millionsde barils/jour.
Sur les 29 sites de production de pétrole lourd du Canada, seuls 12 sites de petite taille se sont arrêtés ou ont réduit leur production alors que les 27 autres ont augmenté leur production.Le secret de cette résistance est paradoxal parcequ’il tient en grande partie au fait que :
– D’une part le prix du gaz naturel nécessaire à la production de vapeur nécessaire au process de production a baissé de 4,6 $ à 1,21$/MMBtu entre 2014 et 2016.
– D’autre part le prix du pétrole léger ou du condensat nécessaire au mixage pour le transport a lui aussi baisséde101 à 40$/barilen moyenne entre 2014 et 2016.
– Et enfin une chute du dollar Canadien de 25% par rapport au dollar US, ce qui a valorisé les exportations de brut vers les USA.
– Selon les estimations actuelles, le seuil de rendement (breakevenprice) des sables bitumineux serait de 36 $/baril pour les exploitations actuelles, et entre 42 et 53 $/baril pour les exploitations en cours de développement pour la période 2016-2021.
Il s’agit là des principales causes de la chute du baril depuis 2014 sur le marché mondial, auxquelles il faut aussi rajouter la hausse du dollar US, la récession mondiale qui a entrainé depuis 2008 un ralentissement de la consommation énergétique, le recours de plus en plus important à des sources d’énergie alternatives et des politiques d’économie d’énergie, et enfin un marché caractérisé par une surproduction pétrolière provenant de l’ensemble des pays producteurs surtout à économie dépendant essentiellement de la rente pétrolière.
On peut par conséquent affirmer que comme pour la crise des « subprimes » qui a démarré en Amérique du Nord et entrainé le reste du monde dans une crise économique générale sans précédent, les hydrocarbures non conventionnels ont eu le même effet sur le marché pétrolier et plus précisément les économies dépendantes de la rente pétrolière.
Cette évolution décennale a cependant eu d’autres conséquences à partir de 2015 :
– Un retour négatif sur la productionde pétrole et de gaz de schiste en Amérique du Nord avec un recul aussi bien aux USA qu’au Canada, mais qui a rapidement entrainé un bond technologique très important pour réduire les couts d’exploitation. C’est ainsi qu’au bout d’une annéeet demi le pétrole et le gaz de schiste US sont demeurés rentables dans la plupart des gisements mis en exploitation y compris quand le baril chute aux environs de 40 $. On constate par exemple que le nombre d’appareils de forage en activité sur les gisements non conventionnels US a baissé en 2015 de 1309 à 475 (64%) alors que la production n’a baissé que de 8% (environ 500.000 baril/jour).
– Un recul important en matière d’investissement d’exploration et de développement de nouvelles réserves qui a entrainé une chute de 95 à 40 Milliard $ seulement entre 2014 et 2016à travers le monde.Les effets se feront probablement sentir sur le marché pétrolier dans quelques années.Cependant, selon les prévisions de Wood Mackenzie, et si le marché se stabilise au cours de l’année 2017 au cours de laquelle il n’est prévu que 37 milliard $ d’investissement ce dernier croitra de nouveau à partir de 2018 et pourrait atteindre le même niveau qu’en 2010, autour de 65 Milliard $, dont environ 14% pour l’exploration, ce qui sera insuffisant pour rattraper le retard à notre avis
– Des conséquences catastrophiques sur les économies des pays producteurs dont l’économie est fortement dépendante de la rente pétrolière (OPEP et non OPEP). Après deux années de tergiversation, un consensus général mais difficilement atteint a pu être négocié au sein de l’OPEP, et rejoint par une dizaine de pays producteurs hors OPEP, dont surtout la Russie, pour réduire la production de 1,86million de Baril/jour à compter du 01 Janvier 2017et tenter de stabiliser au moins le baril au-dessus de 50 $.
On peut donc affirmer que la décennie passée a été caractérisée par l’interaction de plusieurs paramètres techniques et géoéconomiques plus que géopolitiques, qui ont abouti à une incertitude non seulement sur l’économie mondiale, mais aussi du marché de l’énergie et par conséquent des modèles de consommation énergétique.
LA SECURITE ENERGETIQUE EST DEJA AU CŒUR DE TOUTES LES STRATEGIES DE DEVELOPPEMENT, ET LE PROGRES TECHNOLOGIQUE SERA DE PLUS EN PLUS A LA BASE DES MUTATIONS AFFECTANT LES MODELES DE CONSOMMATION ENERGETIQUE.
QUE SE PASSE-T-IL ALORS DEPUIS LE 1er JANVIER 2017 ET QUE SE PASSERA-T-IL DANS LE FUTUR ?
D’un côté le baril de pétrole a l’air de se maintenir autour de 55 $et pourrait mêmeatteindre les 60 $ dans quelques mois si les réductions de production OPEP et non-OPEP sont respectées dans leur totalité. Il pourrait même aller au-delà de 60 $ dans les 2 ou 3 prochaines années vu les retards et reports d’investissement en matière de développement de nouvelles réserves dont les effets se feront sentir dès 2019 ou au plus tard en 2020.
Mais il y a par ailleurs beaucoup de paramètres ou d’enseignements à tirer en particuliers des bouleversements économiques et des mutations énergétiques qui ont caractérisé la décennie 2008-2016 :
– Les effets de la récession économique mondiale sont toujours là et l’espoir d’une reprise de la croissance mondiale est toujours incertain.
– Le taux de croissance de la consommation énergétique mondiale est beaucoup plus bas que celui connu avant 2008, du fait principalement de l’adaptation des principaux pays importateurs et consommateurs d’hydrocarbures à la période de hausse du baril entre 2008 et 2014.Les modèles de consommation énergétique qui sont en train d’être mis en œuvre sont de plus en plus basés sur un mix énergétique comportant de plus en plus d’énergie renouvelable, de plus en plus de gaz naturel à la place du pétrole et du charbon, et enfin des process consommant de moins en moins d’énergie.
– La consommation primaire d’énergie mondiale n’augmentera que de 1,4% en moyenne par an d’ici 2040. Celle des pays de l’OCDE, de l’ensemble des autres pays de l’Europe et de la Russie n’augmentera que de 0,5 à 0,6%. Celle de la Chine, l’Inde et autres pays asiatiques non-OCDE augmentera de 2,2% avec un pic de 3,2 pour l’Inde. Celle du Moyen Orient et de l’Afrique sera respectivement de 2,4 et 2,6%, alors que celle de l’Amérique Centrale et du Sud sera de 1,7%. Les prévisions de l’OPEP sont légèrement différentes mais la tendance est la même : 0,3% pour l’OCDE et 1,4 à 3,6% pour les non-OCDE.
– A moyen terme, selon l’OPEP la croissance de la demande mondiale de pétrole passera de 1,2 million baril/jour en 2016 à 0,9 million baril/jour en 2021. A long terme,selon les prévisions de l’AIE, même si celle-ci s’est déjà trompée en 2005 parcequ’elle n’a pas tenu compte des hydrocarbures non conventionnels, la demande pétrolière mondiale n’augmentera que de 92,5 à 103,5 millionsde baril/jour entre 2015 et 2040. Par contre et pour la même période cette demande déclinera pour les pays de l’OCDE de 41,5 à 29,8 million de baril/jour. Seuls les pays non OCDE verront leur demande augmenter de 43,6 à 62,5 millionsde baril/jour, soit une augmentation qui ne viendra que de la Chine, l’Inde, le Moyen Orient, et l’Afrique.Le Moyen Orient à lui seul verra sa demande pétrolière augmenter de 0,3 million baril/jour en 2017 et 2018, soit autant que la Chine ou les USA.
CELA SIGNIFIE DEJA QUE LA MAJEURE PARTIE DE LA HAUSSE DES CONSOMMATIONS PROVIENDRA DES PAYS PRODUCTEURS EUX-MEMES.
– Par contre la croissance de la consommation, tirée surtout par la génération électrique, est appelée à être supportée de plus en plus par le gaz naturel au détriment de toutes les autres ressources fossiles. Il est prévu que la demande passera de 3.385 Milliard deM3 en 2014 à 5.848Milliard deM3 en 2040, soit une croissance de 2,7% par an.
Cette croissance ne sera pas cependant la même au niveau de tous les marchés du fait de politiques de consommation et de stratégies différentes basées sur différents facteurs, dont notamment la récession économique, qui dure depuis plusieurs années, affectant parfois de façon importante (Europe) les activités industrielles et par conséquent la demande énergétique.
– Le gaz naturel poursuivra sa progression en Amérique du Nord pour atteindre 1.300 Milliard deM3 en 2040 (dont 900 aux USA), du fait de son abondance et de son cout très bas par rapport au charbon. A l’inverse la consommation de l’Europe (OCDE et Non-OCDE) demeurera stable en passant de 500 à seulement 700 MilliardsdeM3 entre 2015 et 2040 (ce qui est incertain selon beaucoup d’analystes), du fait de la récession économique, des politiques d’économie d’énergie avec parfois un recul de la consommation, de développement des énergies renouvelables, et d’un souci de sécurité énergétique (vis-à-vis de la Russie surtout) basé sur la diversification des approvisionnements, etparfois même le recours au charbon comme c’est le cas de l’Allemagne actuellement.
– L’Asie deviendra rapidement le plus gros consommateur d’énergie en passant pour le gaz naturel de 430 Milliard deM3 en 2014 à 1571 Milliard deM3 en 2040. Dans cette région, deux cas particuliers auront de l’importance sur le plan énergétique et géoéconomique :
– La Chine où le charbon demeurera la principale ressource jusqu’en 2040, malgré la possession d’importantes réserves de gaz non conventionnel dont le démarrage de production est déjà en cours avec environ 5 Milliard deM3, et une nouvelle stratégie d’alliance et d’échange avec la Russie. Sa consommation en gaz naturel passera de 370 à 400 Milliard deM3 en 2020 (dont 140 à 150 Milliard deM3 à importer) et probablement 650 Milliard deM3 en 2040.
– L’Australie dont les réserves et les capacités de production (conventionnelles et non conventionnelles) vont faire de ce pays le principal fournisseur de gaz naturel dans cette région, surtout en GNL avec une capacité de 85 millions de tonnes en 2017 et 130 million de tonnes en 2024 (soit 117Milliard deM3 et 180 Milliard deM3 en gaz naturel). A préciser que la consommation de l’Australie en plus de celle de l’Asie citée plus haut passera 220 Milliard deM3 en 2014 à 271 Milliard deM3 en 2040.
– Le plus important est de noter que les capacités mondiales de liquéfaction qui sont actuellement de 350Milliardde M3 /an,sont certes excédentaires par rapport à la demande, mais continueront à augmenter pour atteindre un peu plus de 500 Milliard deM3/an en 2025, date d’équilibre qui nécessitera la disponibilité de nouvelles capacités.Il pourra alors dépasser en volume le gaz naturel transporté par gazoduc dès 2035, dans la mesure où son usage est en train de progresser très rapidement grâce à son transport par containers et son usage dans le transport routier et maritime.
– Le Moyen Orient verra sa consommation de gaz naturel passer de 435 à 824 Milliard deM3 en 2040, celle de l’Afrique de 124 à 271 Milliard deM3, l’Amérique du Sud de 160 à 264 Milliard deM3, et l’Inde de 50 à 200 Milliard deM3.
On constate comme pour le pétrole, que les plus fortes probabilités d’augmentation de la consommation se situent au niveau des pays émergents d’Asie (Chine-Inde), du Moyen Orient, d’Afrique, et d’Amérique du Sud (Brésil).
La plus grande incertitude demeurera cependant celle des hydrocarbures non conventionnels et leur poids sur les echanges et les marches.
– Une première adaptation des couts d’exploitation des hydrocarbures non conventionnels aux USA a eu lieu rapidement par rapport à la baisse du baril depuis 2014, permettant ainsiune reprise de la production au fur et à mesure que le prix du baril se stabilisait ou dépassait la barre des 45 $. On peut citer le cas exceptionnel du bassin Permien au Texas où pas moins de 30% des appareils de forage aux USA sont en activité, et où la production actuelle est supérieure à 2 millions de baril/jour de pétrole et 207 millionsde M3/jourde gaz naturel, c’est-à-dire beaucoup plus que les autres gisements non conventionnels US de BakkenetEagle Ford. Selon l’US Geological Services (USGS), le Bassin Permien renfermerait encore des réserves non découvertes à ce jour d’environ 20 milliard de barils de pétrole, 455 Milliard deM3 de gaz naturel, et 1,6 Milliard de baril de Condensat &GPL,techniquement récupérables.
Il est prévu selon l’AIE que la production US non conventionnelle atteigneun pic de 4,9 millionsde baril/jour en 2023, avant de revenir à 4,2 millionsde baril/jour en 2040.
– Si on considère que l’Amérique du Nord peut ainsi devenir l’une des régions les plus potentielles grâce aux hydrocarbures non conventionnels, il est tout à fait probable que la Chine, l’Australie, l’Algérie, et l’Argentine, qui renferment un potentiel non conventionnel important finiront aussi par le développer et le produire dans moins d’une décennie grâce aux progrès technologiques enregistrés.On peut ainsi considérer que le fameux peakoil est tout simplement reporté dans le temps d’au moins deux décenniesgrâce au potentiel non conventionnel et aux progrès technologiques. Ce qui signifie que le monde n’est pas prêt de manquer d’hydrocarbures dans les deux ou trois décennies à venir, sans compter les immenses réserves de charbon situées et contrôlées comme par hasard en grande partie au niveau des régions les plus gourmandes en consommation énergétique : les USA, la Chine, et l’Inde.
– On constate enfin que la nouvelle répartition géographique des réserves en hydrocarburesdans le monde et par conséquent des capacités de production, du fait principalement de l’avènement des hydrocarbures non conventionnels et des progrès technologiques en matière de réduction des couts d’exploitation, sont accompagnés par une modification des stratégies des grandes Compagnies pétrolières. Le cas du Moyen Orient est intéressant à citer car les cinq plus grandes Compagnies (Exxon/Mobil, Shell, BP, Total, Chevron) ont réduit depuis 2013 une bonne partie de leurs engagements et leur part de production d’environ 500.000 baril/jour. En parallèle, il y a une orientation de ces engagements vers l’Iran surtout, suite à l’accord sur le nucléaire. L’Iran qui renferme entre autre les plus grandes réserves mondiales de gaz naturel,a pour objectif d’accélérer le développement de toutes ses capacités de production en pétrole et gaz naturel, et vient de préqualifier pas moins de 29 Compagnies internationales dont 15 sont asiatiques pour son prochainappel d’offres de 2017. Il est possible que le résultat des élections et la ligne politique du nouveau président US modifient légèrement cette évolution, mais il est aussi fort probable que le poids de cette région du monde sur les échanges futurs, ainsi que celui du marché asiatique qui sera dominant durant les décennies à venir, auront une influence importante sur le marché pétrolier à l’échelle mondiale.
– Selon l’AIE, « d’ici 2040, 60% des nouvelles capacités de production d’électricité dans le monde proviendront des énergies renouvelables » même s’il y a actuellement une tendance à la diminution des subventions qui sont actuellement de 150 Milliard $ et atteindront un pic de 240 Milliard $ en 2040.La production mondiale éolienne est passée de 30 à 800 TWh entre 2000 et 2015, soit 4% du mix énergétique. Celle du photovoltaïque est passée à 150 TWh. Maisil ne faut cependant pas croire que cela va correspondre à la fin des hydrocarbures dont les usages demeureront très importants même au-delà de 2040, notamment pour le gaz naturel. Il ne faut pas non plus croire que le nucléaire sera démantelé comme cela était prévu il y a une décennie, puisque pas moins de 60 centrales nucléaires sont en cours de construction, et 170 autres sont en projet à travers le monde.
EN PLUS DE TOUS CES PARAMETRES INTERCONNECTES ET INCERTITUDES QUANT A LEUR EVOLUTION, NOTRE MONDE EST DEPLUS EN PLUS CARACTERISE PAR DES INCERTITUDES GEOPOLITIQUESDE NATURE DIFFERENTE PAR RAPPORT AU PASSE.
On constate ainsi que le secteur de l’énergie est en train de traverser une période de transition qui ne sera pas simplement énergétique, mais aussi économique et géopolitique du fait de l’interférence de tous ces facteurs liés à :
- la nouvelle répartition géographique des ressources, des capacités de production, et des consommations.
- la primauté des intérêtséconomiques des pays qu’ils soient producteurs ou consommateurs.
- les politiques et stratégies basées en premier lieu sur l’indépendance et la sécurité énergétique,à travers le contrôle des ressources et des voies des échanges, des technologies, ou s’il le faut des régimes politiques dont elles dépendent.
- des modèles de consommation et des mix énergétiques adoptéspar chaque pays qui évoluent sans cesse grâce au progrès technologique.
De façon globale, la consommation des hydrocarbures liquides et du charbon aura tendance à baisser tandis que celle du gaz naturel augmentera au même titre que les énergies renouvelables et le nucléaire. La plupart des analyses à long terme laissent prévoir qu’en 2040 la consommation globale mondiale sera toujours constituée à : 50% par les hydrocarbures, 25% par le Charbon, et 25% par les Energies Renouvelables et le Nucléaire. Cette répartition varie selon les différentes sources de données (AIE, EIA, OPEP, etc…) mais la tendance est pratiquement la même dans tous les scenarios. Le plus important à retenir est que :
- la génération électrique proviendra dès 2040 selon toutes les analysesà environ 60% à partir de ressources renouvelables, ce qui n’est pas sans conséquences sur le marché pétrolier.
- La consommation du secteur du transport qui correspond actuellement à 45% de la consommation totale en hydrocarbures liquides surtout va passer rapidement de 41,6 millions baril/jour en 2015 à47,8 millions baril/jour en 2035, puis plus lentement à 52 millions baril/jour en 2040,du fait de la percée d’autres sources d’énergie (gaz et électricité)et des progrès technologiques qui diminueront par deux la consommation actuelle au kilomètre. Cette croissance sera tirée essentiellement par le marché asiatique.
- Les progrès en matière d’économie d’énergie auront aussi tendance à ralentir de façon importante la consommation résidentielle et industrielle, respectivement 11% et 14% de la consommation totale sauf, celle de la pétrochimie qui augmentera de 30% entre 2015 et 2040.
Ces tendances influencées par les l’évolution des modèles de consommation énergétiques auront certainement des conséquences sur les échanges mondiaux et les prix de l’énergie à long terme. La plupart des analystes prévoient un baril entre 50 et 70 à 75 $ maximum entre 2017 et 2020. Mais il demeurera instable à moyen terme, et ne retrouvera son équilibrequ’entre 2020 et 2025, période au cours de laquelle les nouveaux modèles de consommation énergétique commenceront à se généraliser avec des mix énergétiques probablement très différents par rapports à tous ceux connus auparavant.
Le prix du gaz naturel sera progressivement détaché des autres ressources dont le pétrole liquide, mais il dominera probablement le marché énergétique global parce qu’il est le plus propre pour le moment et le meilleur allié des Energies Renouvelables, et parce que même si ses réserves sont abondantes, son exploitation nécessitera des investissements très importants liés à sa nature de plus en plus non conventionnelle.
(*) Abdelmadjid ATTAR, Consultant, Ancien PDG de Sonatrach
Références Bibliographiques
-EXXON / MOBIL, 2017Outlook for energy: a view to 2040.
– US-IEA: Annual Energy Outlook 2017, January 5, 2017
– AIE: World Energy Outlook, 2016.
– OPEP: 2016 World Oil Outlook, October 2016.
– UOGM Unconventional oil & gas monitor, Annual review 2016.
– PETROSTRATEGIES : N°1476-12/12/2016 & 1481-16/01/2017
– Apicorp Energy Research : Vol. 2, N° 04, January 2017
– CR du Congrès Mondial du gaz, Juin 2015, Paris.
