Pic pétrolier

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Un pic pétrolier désigne le sommet de la courbe qui caractérise la production pétrolière d'un puits ou d'un champ pétrolier ; par extension le « pic pétrolier mondial » (abrégé en Peak Oil en anglais) désigne le moment où la production mondiale de pétrole commencera à décliner du fait de l'épuisement des réserves de pétrole exploitables.

Jusqu'à récemment la production de pétrole a augmenté régulièrement tirée par la consommation. En 2007 l'économie mondiale a consommé 3 906 millions de tonnes de pétrole au rythme de 81,5 millions de barils^[1] par jour (en 1997 les chiffres étaient respectivement de 3 480 millions de tonnes et 72,2 millions de barils^[2]).

À la fin des années 1990 plusieurs professionnels du monde du pétrole, constatant que les réserves des gisements découverts chaque année depuis les années 1970 représentaient un volume de pétrole inférieur à la production annuelle, ont extrapolé la date à laquelle la production mondiale de pétrole déclinerait en s'appuyant sur les travaux de modélisation d'un géologue précurseur Marion King Hubbert. Celui-ci avait, dans les années 1950, pronostiqué avec succès le pic de la production de pétrole américaine. Ils ont tenté d'alerter responsables politiques et pouvoirs publics sur la survenue prochaine du pic pétrolier mondial. La majorité des intervenants ont réfuté jusqu'à récemment le phénomène en argumentant que les avancées techniques permettraient dans le futur une meilleure récupération du pétrole des gisements existants et l'exploitation de nouvelles sources d'hydrocarbures jusqu'ici inaccessibles telles que les sables bitumineux, l'offshore profond… À l'appui de cette thèse, les réserves de pétrole disponibles s'étaient jusqu'à récemment maintenues à 40 fois la consommation annuelle.

L'envolée du prix du pétrole en 2008 interrompue par la crise économique a contribué à un revirement de la plupart des spécialistes du secteur pétrolier. Ceux-ci reconnaissent que le déclin de la production de pétrole est un phénomène inéluctable. Toutefois les avis divergent fortement sur la date du pic. En effet celle-ci dépend de nombreux facteurs, dont certains ne peuvent être qu'extrapolés (coût de l'énergie, progrès techniques, mise en production des nouveaux gisements), tandis que d'autres sont tenus cachés par certains des acteurs (réserves pétrolières non évaluables du Moyen-Orient). Les spécialistes les plus optimistes situent le pic pétrolier vers 2020 alors que certains le situaient (en 2008) dans le passé ou dans un avenir très proche : ces derniers font valoir que le déclin des gisements de pétrole conventionnel est plus avancé que ce qui est officiellement annoncé et que la mise en production du pétrole non-conventionnel (sables bitumineux), qui doit prendre le relais du pétrole conventionnel, se fera plus lentement que prévu et portera sur des volumes annuels relativement faibles.

Les spécialistes les plus pessimistes estiment que l'économie mondiale doit se préparer au plus tôt à la transition vers une ressource pétrolière décroissante car son fonctionnement repose aujourd'hui largement sur les sous-produits de cette matière première ; la transition vers une société fonctionnant avec un pétrole rare et cher durera au moins 20 ans. Le choc pétrolier qui suivra le pic pétrolier sera d'autant moins violent que la société aura su s'y préparer.

Définitions

Pic pétrolier

Le pic pétrolier d'un gisement (par exemple le gisement de la mer du Nord) est atteint lorsque la production de pétrole extrait de celui-ci commence à diminuer après avoir atteint son niveau maximum. Par extension le pic pétrolier mondial sera atteint lorsque la production mondiale de pétrole commencera à décliner.

Les principes généraux qui sous-tendent l'existence d'un pic pétrolier mondial sont les suivants :

• Le pétrole est une ressource limitée, qui ne se renouvelle qu'à une échelle de temps géologique. Il est le produit de la décomposition de matière organique qui s'est accumulée puis transformée sous de fortes pressions sur des périodes s'étalant sur plusieurs millions d'années.
• L'homme a prospecté une grande partie de la planète et les découvertes de nouveaux gisements, y compris de pétrole non conventionnel, deviennent rares. Les dernières grandes découvertes remontent aux années 1970 (Alaska, mer du Nord). Depuis des découvertes continuent à être faites mais elles portent sur des volumes beaucoup plus faibles, inférieurs à la production depuis le début des années 1990.
• Le pétrole non conventionnel, malgré les énormes réserves disponibles (schistes bitumineux, pétrole extra-lourds), ne pourra pas prendre le relais du pétrole car la capacité de production même à long terme est limitée par plusieurs facteurs : investissements nécessaires, volume des entrants nécessaires (dont énergie), complexité des processus de transformation.

Cycle de vie de l'exploitation d'un gisement de pétrole et pic pétrolier

Article détaillé : Industrie pétrolière.

L'extraction d'un gisement se produit en plusieurs phases. La production totale suit une distribution normale.

La durée du cycle de vie d'un gisement de pétrole donné est très variable. Dans tous les cas il s'étale sur plusieurs décennies à partir de l'année de la première découverte.

La mise en production d'un nouveau gisement de pétrole intervient après un intervalle de temps compris entre quelques années et quelques décennies après sa découverte. Ce délai peut être particulièrement long si son exploitation nécessite l'apparition de techniques nouvelles comme ce fut le cas du pétrole issu de l'offshore profond. Aujourd'hui ce délai est également lié à la nécessité de construire des infrastructures lourdes et coûteuses car les gisements découverts récemment sont souvent situés dans des zones difficiles d'accès (offshore profond, Sibérie,…), nécessitent d'énormes installations pour l'extraire (plateformes offshore, pipelines, installations spéciales pour les sables bitumineux...) et pour le rendre commercialisable (raffineries spécialisées pour les pétroles lourds, installations de transformation pour les sables bitumineux…).

La production de pétrole d'un gisement, elle-même s'étale généralement sur plusieurs décennies : les premiers puits des gisements de la mer du Nord sont entrés en production en 1970 et la dernière goutte de pétrole devrait jaillir vers 2050. Le volume de pétrole produit au cours du temps peut être représenté par une courbe en forme de cloche. Entre le début et l'arrêt de la production, la production passe par un maximum qui correspond à peu près au moment où la moitié du pétrole a été extrait. La phase de déclin est beaucoup plus longue que la durée écoulée entre la mise en production du gisement et son pic.

Au début de la production, le pétrole jaillit spontanément du puits (technique de récupération dite primaire utilisée pour environ 40% de la production^[3]). Dans une deuxième phase, il faut forcer le pétrole à jaillir en introduisant de l'eau ou du gaz (technique de récupération secondaire utilisée pour moins de 60% de la production) ce qui nécessite une dépense en énergie croissante. En dernier ressort des techniques encore plus coûteuses comme l'injection de vapeur chaude pour augmenter la fluidité du pétrole peuvent être dans certains cas utilisées (technique de récupération tertiaire utilisée pour moins de 2% de la production). La production est arrêtée lorsque l'énergie nécessaire pour extraire un litre de pétrole dépasse celle contenue dans ce même litre en tenant compte des autres coûts d'exploitation (maintenance, coûts humains, transport). Durant la phase de déclin, la production décroît à un rythme qui dépend de la géologie du gisement et des méthodes d'extraction utilisées : la moyenne est de 4% (soit 25 ans pour épuiser le gisement après son pic) mais le déclin constaté est semble-t-il beaucoup plus rapide sur les gisements exploités récemment du fait des techniques mise en œuvre. Lorsque la production est arrêtée, il peut rester de 15 à 99% de pétrole (en moyenne 65%^[4]) en place dans le gisement, non récupéré.

On peut tenter d'accélérer la récupération du pétrole avec des techniques coûteuses comme le forage horizontal mais celles-ci semblent réduire le taux de récupération.

Taux de récupération

Le taux de récupération d'un gisement, c'est à dire le rapport entre le pétrole contenu dans le gisement et ce qui peut être effectivement extrait dans des conditions économiques viables, dépend à la fois de la configuration géologique du gisement et des techniques de récupération employées. Une des explications fournie par les « optimistes » sur la bonne tenue des réserves malgré la faiblesse des découvertes durant ces dernières décennies est que l'évolution de la technique a permis d'améliorer constamment le taux de récupération. Ce taux serait ainsi passé en une cinquantaine d'années de 20% à 35%. Les « pessimistes » indiquent que les techniques qui font leur preuve existaient déjà il y a longtemps et que l'amélioration des techniques de récupération n'a fait progresser le taux de récupération que de manière marginale et sur un nombre de gisements restreint.

Énergie retournée sur énergie investie (EOREI)

La production de pétrole conventionnel nécessite de l’énergie durant une grande partie du cycle de vie de l'exploitation d'un gisement. Lorsque celui-ci arrive en fin de vie l'énergie nécessaire pour extraire un litre de pétrole finit par dépasser celle contenue dans ce même litre : l'énergie retournée sur énergie investie est inférieur à 1 (abrégé en anglais en EROEI ou EORI Energy Returned On Energy Invested). Le gisement n’est alors plus une source mais un puits d'énergie et son exploitation pour le pétrole-énergie n'est plus rentable. (par contre elle peut l'être en cas de forte pénurie pour le produit-matière première si le prix des produits dérivés croit fortement).

Le pétrole non-conventionnel nécessite beaucoup d'énergie  : pour pouvoir l'extraire (pétroles lourds), le fabriquer (éthanol, pétrole obtenu à partir du gaz ou du charbon), pour le rendre utilisable (schistes bitumineux, pétroles lourds). La valeur du coefficient EROI joue un rôle critique pour déterminer si la mise en exploitation du gisement est économiquement viable. Ce coefficient est notamment au centre des débats sur l'éthanol produit à partir du maïs car sa valeur s'établit, en fonction des sources scientifiques, entre 1,3 et 0,7 (puits d'énergie).

Les projections statistiques de production de pétrole non-conventionnel devraient fournir des volumes de production net de l'énergie consommée dans la mesure ou cette dernière provient de ressources elles-mêmes non renouvelables (gaz naturel pour les sables bitumineux du Canada).

Les différentes catégories de pétrole

Article détaillé : Classification des hydrocarbures liquides.

Chaque gisement donne un pétrole dont la composition est différente. Les deux critères principaux qui déterminent sa valeur économique sont la proportion de carbone et la teneur en soufre. Les pétroles les plus prisés sont les pétroles légers (faible proportion de carbone) contenant peu de soufre car ils peuvent être transformés à faible coût en produits de haute valeur (carburants de bonne qualité). À l'autre bout de l'échelle le pétrole extra-lourd est difficile à extraire et à transporter (fluidité faible) et la trop faible proportion d'hydrogène requiert des traitements coûteux et des installations industrielles adaptées pour qu'il soit utilisable. Le condensat est un pétrole particulièrement léger, à l'état de gaz dans le gisement, utilisé en pétrochimie et récemment pour diluer des pétroles plus lourds mais qui ne permet pas de produire de carburant.

Ces dernières années la proportion des pétroles les plus recherchés est en diminution par rapport aux pétroles atypiques lourds, extra-lourds (sables bitumineux) et aux condensats. La mise sur le marché de ces pétroles est liée au déclin des ressources en pétrole de qualité (les gisements d'Arabie Saoudite mis en production en 2008 fournissent majoritairement du pétrole lourd ou comportant une proportion de soufre importante).

Certains hydrocarbures sont disponibles en grande quantité dans la nature sous une forme qui n'est pas directement utilisable : ce sont les schistes bitumineux (un pétrole qui n'a pas achevé sa genèse) et les hydrates de méthane (du méthane pris dans la glace). La production d'hydrocarbures utilisables à partir de ces ressources n'a pas atteint aujourd'hui au stade industriel mais certaines prévisions les incluent dans les réserves ou dans les productions futures.

À côté de ces pétroles naturels on trouve des pétroles synthétiques réalisés à partir de la biomasse (maïs, canne à sucre…), du charbon ou du gaz grâce à des processus industriels nécessitant beaucoup d'énergie et généralement très polluants. Les hydrocarbures produits ainsi représentent une faible part de la production mondiale.

Toutes ces ressources, lorsqu'elles sont évaluées globalement, sont désignées dans les statistiques sous l'appellation « tous liquides ».

État des réserves pétrolières

L'estimation de la date du pic pétrolier repose sur la connaissance des réserves de pétrole identifiées dans le sous-sol et accessibles. Or le volume de ces réserves déclarées par les pays producteurs et les compagnies pétrolières internationales s'est maintenu jusqu'à ces dernières années à un volume représentant environ 40 ans de la production annuelle  : cette évolution, qui semble contredire la raréfaction des découvertes, est utilisée par les « optimistes » qui mettent en avant que l'évolution des techniques permettra de compenser l'épuisement des gisements et de repousser régulièrement l'échéance du pic pétrolier.

Selon le géologue D. Laherrère, cette représentation de l'évolution des réserves est fausse car le volume des réserves déclaré n'est généralement pas le reflet de la réalité géologique mais répond d'abord à des considérations financières, réglementaires et politiques; celles-ci ont conduit au moment de la découverte des principaux gisements, il y a plusieurs dizaines d'années, à sous-déclarer le potentiel des gisements et de nos jours, dans un contexte différent, favorisent plutôt des déclarations surévaluées tablant sur des taux de récupération peu réalistes sur les gisements anciens et des volumes trop importants sur les découvertes. Les milieux pétroliers n'ont normalisé que récemment les méthodes d'évaluation des réserves contenus dans les gisements. Certains producteurs entretiennent volontairement la confusion sur la nature de pétrole contenu dans leurs réserves. Selon le cas ceux-ci intègrent ou pas le pétrole non conventionnel alors que sa récupération suppose des avancées techniques incertaines à ce jour avec un bilan énergétique pouvant être nul ou négatif.

Ces différentes problématiques aboutissent à des estimations fortement divergentes sur les réserves restantes. Si les spécialistes sont d'accord sur le pétrole déjà extrait (environ 1000 milliards de barils), l'estimation du pétrole conventionnel réalisée par 3 fournisseurs d'informations pétrolières cités par D. Laherrère s'échelonnait fin 2006 entre 1 144 et 1 317 milliards de barils. ^[5]

Les méthodes d'évaluation des réserves

L’estimation des réserves disponibles d'un gisement est faite initialement lors de sa découverte : il s’agit au départ d'une estimation de géologues et d’ingénieurs. Ces réserves sont les réserves initiales, celles sur lesquelles on se base pour calculer le prix de vente du gisement, l’investissement nécessaire pour sa mise en exploitation, la valeur d’une entreprise. Ce premier type d'estimation est assez peu fiable, non en raison de l'avancement de la science, mais en raison des enjeux financiers : ainsi, en 1988, lors de la découverte du champ pétrolifère de Cusiana, en Colombie, la compagnie américaine Triton (aujourd'hui Amerada Hess) a estimé son potentiel à 3 milliards de barils, une quantité importante qui a fait remonter le cours de son action. Mais BP a fait une nouvelle estimation du gisement après avoir commencé d’extraire le brut à Cusiana : 1,5 milliard de barils. Des experts de l’ASPO pensent que ce gisement ne dépasse pas 800 millions de barils.

En partant des données fournies par les géologues qui ont par différents moyens pris la mesure du gisement, on extrapole différentes valeurs caractérisant les réserves :

• la première, appelée réserves prouvées ou 1P, est la quantité de pétrole qui sera exploitée avec les moyens actuels avec une probabilité de 90 % ;
• la deuxième, appelée réserves probables ou 2P, est la quantité de pétrole qui sera produite, mais avec une probabilité de 50 % ;
• la troisième, appelée réserves possibles ou 3P, est la quantité de pétrole très hypothétiquement produite, si le prix de vente augmente de façon à absorber les coûts d'extraction qui seront très élevés, avec une probabilité de 10 %.

Au cours du cycle de vie du gisement, ces différentes valeurs sont régulièrement actualisées : des réserves probables deviennent des réserves prouvées, les informations obtenues dans le cadre de l'exploitation ou d'explorations complémentaires donnent lieu à des révisions à la hausse ou à la baisse de ces différentes valeurs, etc.

Ainsi, pour l'Algérie, on a 1P égal à 1,7 milliard de tonnes, 2P évalué à 6,9 milliards de tonnes et 3P estimé à 16,3 milliards de tonnes (données publiées par l'United States Geology Survey, dont la mission est d'informer le ministère de l'Intérieur états-unien). Ces probabilités de découverte servent à juger de l'assise financière d'un pays ; mais les gouvernements comme les banques utilisent en général une valeur médiane des trois, soit 7,7 milliards de barils, qui a moins d'une chance sur deux d'être finalement découverte.

Des déclarations de réserve non normalisées

Les pays producteurs ou les compagnies pétrolières internationales ne déclarent généralement qu'une partie des informations dont elles disposent sur leurs réserves :

• Les compagnies pétrolières cotées aux États-Unis, pour se conformer aux préconisations boursières, déclarent des réserves de pétrole qui correspondent en fait aux seules réserves prouvées en cours d'exploitation (1P). Aussi ces réserves croissent régulièrement en l'absence de découverte de nouveaux gisements, puisque viennent progressivement s'y ajouter les réserves probables 2P au fur et à mesure de l'avancement de la production. Ce phénomène explique en grande partie le maintien des réserves à un niveau stable durant ces dernières décennies.
• La majorité des producteurs hors OPEP et US fournissent comme volume de réserves les réserves prouvées et probables (1P+2P), ce qui se rapproche le plus de ce qui sera effectivement produit.
• Les membres de l'OPEP déclarent également officiellement leurs réserves prouvées (1P) . La forte croissance de ces réserves serait due, selon le géologue Laherrère, à l'incorporation progressive des réserves probables dans les réserves déclarées sans que le changement de mode de déclaration soit annoncé.
• La Russie (et l'Inde) déclarent la somme des réserves prouvées, probables et possibles (1P+2P+3P) ce qui conduit généralement à une surestimation de ce qui pourra être effectivement extrait.
• Le Venezuela, inclut dans ses réserves une partie des pétroles non conventionnels (bitumes) de l'Orénoque dont la production ne sera peut être jamais économiquement viable.

Réserves officielles et réserves techniques

Les réserves officielles sont très différentes de celles déterminées par l'évaluation technique (source Jean Laherrere)

Le volume des réserves est devenu un sujet extrêmement sensible pour les pays producteurs de pétrole : ainsi une loi votée en 2002 par la Douma russe, punit toute personne ayant divulgué des informations sur les réserves de gaz et de pétrole russe d'une peine pouvant aller jusqu'à 7 ans d'emprisonnement. Les quotas des pays de l'OPEP dépendent des volumes des réserves ce qui a eu un impact certain sur leurs déclarations. La capacité d'emprunt des pays vivant essentiellement du pétrole est conditionnée par le volume de pétrole restant dans le sol. Les seuls pays qui acceptent que des experts indépendants vérifient les chiffres de réserve sont, en 2008, la Norvège, la Grande-Bretagne et les États-Unis. La manipulation des chiffres est un exercice d'autant plus facile que les réserves sont désormais détenues à plus de 80% par des compagnies nationales.

• En 1970, l’Algérie, probablement sous l'influence russe, a augmenté ses « réserves prouvées », qui jusque-là se situaient aux alentours de 7-8 milliards de barils, pour les porter à 30 milliards. Deux ans plus tard, ce chiffre passe à 45 milliards. Puis les volontés politiques changent et, après 1974, le pays retourne à des chiffres inférieurs à 10 milliards de barils (fait rapporté par Jean Laherrère).
• La Pemex (compagnie d’État du Mexique, qui a le monopole de l'extraction du pétrole dans le pays) a, en septembre 2002, revu ses réserves à la baisse de 53 %, passant de 26,8 à 12,6 milliards de barils. Peu après, elle les a relevés sensiblement, à 15,7.
• la société Shell a annoncé le 9 janvier 2004 que 20 % de ses réserves devaient passer de prouvées à possibles (c'est-à-dire incertaines). Cette annonce a fait chuter le cours de l’action et valut à la société un procès, la valeur de la société ayant ainsi été frauduleusement surévaluée. Depuis, elle a de nouveau révisé ses réserves trois fois, les faisant diminuer à 10 133 millions de barils (contre 14 500 millions). Son président, Phil Watts, a dû démissionner.
• Bien sûr, il existe aussi des exemples où les réserves sont sous-estimées. En 1993, les réserves de la Guinée équatoriale se limitaient à quelques gisements insignifiants ; l’Oil And Gas Journal les estimait à 12 millions de barils. Deux gisements géants et plusieurs de taille moindre ont été découverts par la suite, mais la valeur annoncée resta inchangée jusqu’en 2003. En 2002, le pays avait toujours 12 millions de barils de réserves d’après le journal, alors qu'il produisit 85 millions de barils dans l'année ! De même, les réserves de l’Angola sont restées à 5,421 milliards de barils (quatre chiffres significatifs, ce qui donne l’impression d’une très grande précision) de 1994 à 2003, malgré la découverte de 38 nouveaux gisements de plus de 100 millions de barils chacun.

Le cas des producteurs de l'OPEP

Les pays producteurs de l’OPEP ont décidé en 1985 de limiter volontairement leur production totale pour soutenir le prix du pétrole : chaque membre de l'OPEP avait désormais le droit de produire un pourcentage de cette production proportionnel au volume de ses réserves. Cette mesure déclencha des réévaluations à la hausse de réserves de plusieurs producteurs, afin d’obtenir des droits de production supérieurs. La modification des réserves déclarées a également permis à l'époque à certains de ces producteurs d’obtenir des prêts bancaires plus élevés et de meilleurs taux. C’est cette dernière raison qui explique l'augmentation en 1983 des réserves estimées de l'Irak, alors en guerre contre l'Iran. Le tableau des estimations suspectes, détaillé dans l'article Réserves pétrolières#Estimations suspectes de certains pays de l'OPEP, est résumé dans le tableau suivant.

Le total des réserves déclarées par les pays de l'OPEP est de 701 milliards de barils, dont 317,54 paraissent douteux à certains observateurs.

Le Koweit a maintenu la valeur de ses réserves malgré les destructions opérées par l'armée irakienne sur ses champs pétroliers

1. L'évolution des réserves traduit visiblement une surenchère entre les membres de l'OPEP : le Koweït s'étant attribué 90 milliards de barils de réserves, Abou Dabi et l'Iran ont répondu avec des chiffres très légèrement supérieurs, afin de se garantir un quota de production similaire. L'Irak a répliqué avec un chiffre arrondi à 100.
2. Selon leurs déclarations, les pays producteurs semblent affirmer que les découvertes de nouveaux gisements remplacent, année après année, exactement ou presque exactement les quantités produites, puisque les réserves disponibles de ces pays ne varient quasiment pas d'une année sur l'autre. Par exemple, l'Arabie Saoudite extrait 3 milliards de barils par an, on devrait logiquement voir les réserves diminuer d'autant. De même, Abou Dabi déclare exactement 92,2 milliards de barils depuis 1988, alors qu'en 16 ans, 14 milliards en ont été sortis de terre. Une explication avancée est que les pays du Golfe incluent le pétrole déjà produit dans les « réserves ».

D'autres faits incitent à une extrême vigilance sur les chiffres officiels des réserves des pays de l'OPEP :

• en janvier 2006, la revue Petroleum Intelligence Weekly a déclaré que les réserves du Koweït étaient en fait égales à seulement 48 milliards de barils, dont seulement 24 « pleinement prouvés », s’appuyant sur des « fuites » de documents confidentiels koweïtiens. Il s'agit d'une division par deux du chiffre officiel, ce qui va encore plus loin que les allégations de l'ASPO. Il n'y a pas eu de démenti formel des autorités koweïtiennes.
• Les réserves revendiquées par le Koweït avant et après la guerre du Golfe sont les mêmes, 94 milliards de barils, bien que les immenses incendies des puits déclenchés par les forces irakiennes avant de se retirer aient détruit environ 2 milliards de barils.

Les réserves de pétrole non conventionnel

Réserves disponibles en fonction du coût de production selon l'EIA (2005) : la montée du coût du baril donnera accès à d'énormes réserves selon cet organisme faisant partie du clan des « optimistes »

Le pétrole non conventionnel n'est pas inclus officiellement dans les réserves hormis les sables bitumineux du Canada qui sont désormais comptabilisés dans certaines statistiques à hauteur d'environ 170 milliards de barils (ce qui représente entre 10 et 20% des réserves totales selon la valeur retenu pour ces dernières).

Pour les intervenants les plus optimistes, qui s'appuient sur une approche essentiellement économique, le renchérissement du prix du pétrole va permettre progressivement d'intégrer dans les réserves le pétrole non conventionnel, jusque là trop coûteux à produire. L'EIA estimait ainsi en 2005 que près de 3 000 milliards de barils (schistes bitumineux + sables bitumineux + récupération tertiaire) rejoindraient les réserves dans les décennies à venir. (cf. schéma)

Les nouvelles sources de pétrole

Les nouvelles découvertes de pétrole dit conventionnel vont en se raréfiant. Aujourd'hui les champs pétroliers découverts sont généralement situés dans les zones les plus difficiles d'accès et sont de taille de plus en plus réduite; le pétrole fourni par ces gisements est coûteux à produire. Compte tenu de la raréfaction des découvertes, beaucoup d'espoirs sont placés dans des sources, qui n'avaient jusqu'à présent pas été retenues parce que beaucoup plus coûteuses et qui sont regroupées sous l'appellation de pétrole non conventionnel : sous cette appellation sont regroupés le pétrole ultra-lourd nécessitant des traitements complexes, le pétrole synthétique fabriqué à partir de la biomasse, du gaz ou du charbon ainsi que les schistes bitumineux. La production de pétrole non conventionnel représente aujourd'hui une très faible proportion de la production totale (moins de 4%) et les prévisions les plus optimistes situent sa part à long terme (2030) entre 10 et 20%.

Le pétrole conventionnel

Le volume des découvertes de pétrole conventionnel (inclut l'offshore profond et le pétrole arctique) décroît depuis les années 1970.

Le pétrole conventionnel (95 % de ce qui a été exploité jusqu’ici) est défini comme étant « le pétrole qui peut être produit dans des conditions techniques et économiques satisfaisantes ». Traditionnellement on fait rentrer dans cette définition assez vague les pétroles extraits depuis les terres émergées en (excluant les pétroles atypiques (condensats, sables bitumineux...) et la récupération tertiaire sur les gisements de pétrole conventionnel...) et les pétroles extraits depuis des plateformes en mer (offshore) lorsque la profondeur est inférieure à 500 mètres. Grâce aux progrès techniques qui ont rendu leur production économiquement on y inclut désormais également le pétrole en provenance de l'offshore profond et celui issu des régions arctiques.

Les découvertes de gisements pétroliers conventionnels ont atteint un pic dans les années 1970 : depuis cette date le volume de pétrole découvert chaque année est, en moyenne lissée, décroissant. Il est passé en dessous de celui de la production annuelle au début des années 1980. Ces dernières années on ne découvre plus qu'un baril de pétrole conventionnel pour 3 consommés.

Le pétrole « subconventionnel »

Évolution de la production du pétrole offshore ultra-profond selon l'ASPO (avril 2007)

Ce terme utilisé par le géologue Alain Pérrodon regroupe le pétrole dont la production est devenu économiquement viable depuis quelques années :

• le pétrole extrait de gisements en « offshore profond » situés en mer jusqu'à 3 000 mètres de profondeur sont désormais exploitables grâce à la mise au point d'installations de production sous-marines automatisées. Les principaux gisements de ce type sont situés au large de l'Angola, du golfe du Mexique, du Nigéria et du Brésil. Une estimation datant de 2004 table sur un pic de production en 2012 avec un volume 6 millions de barils par jour (7% de la production quotidienne mondiale actuelle )^[6].
• le pétrole issu de gisements dit « polaires » situés dans l'océan Arctique ou sur son pourtour dont l'exploitation est rendue difficile par la menace des icebergs et les conditions climatiques extrêmes. Le plus gros gisement de cette catégorie situé en Alaska est en exploitation depuis deux décennies mais est en voie de déclin rapide. Le potentiel global de cette région serait selon l'avis de la plupart des géologues faible. Les conditions de production constituent un challenge technique difficile à relever car contrairement à l'Alaska, la production devra être réalisée en offshore dans des mers envahies par les glaces. Bien que les ressources de l'Antarctique soient protégées par traité , il est probable que la pression de la demande contribuera à assouplir cette position auquel cas le pétrole produit relèverait de la même catégorie que le pétrole arctique. Mais là également les géologues estiment que les réserves sont limitées.

La complexité technique de l'extraction du pétrole subconventionnel nécessite des moyens financiers et techniques gigantesques. L'entrée en production de certains de ces gisements pourrait être plus tardive que prévue et donc ne pas assurer la relève partielle du pétrole conventionnel avant le pic pétrolier mondial. La rentabilité de ces gisements peut être également mise en doute : un économiste mentionnait que la rentabilité de la production du grand gisement découvert par le Brésil en 2008 nécessitait un pétrole à au moins 240 $ le baril.^[7]

Le pétrole non conventionnel

Article détaillé : pétrole non-conventionnel.

L'apport passé et futur des différentes régions pétrolières et des pétroles non conventionnels selon l'ASPO (schéma datant de 2004)

Le pétrole non-conventionnel rassemble tous les pétroles qui ne sont pas produits par les techniques classiques de forage ou dont la composition en hydrocarbures est atypique (condensat). Pour pouvoir être viable la production du pétrole non conventionnel doit faire face à plusieurs contraintes : coût, bilan énergétique négatif, dégâts écologiques, utilisation de ressources critiques (céréales). Ce type de pétrole représente une part croissante de la production de pétrole et de l'avis de tous les spécialistes est amené à prendre en grande partie le relais du pétrole conventionnel dans les années qui viennent. Toutefois une partie des divergences qui existent entre les différentes estimations des réserves mondiales portent sur l'apport du pétrole dit non « conventionnel ». Certains experts estiment que les quantités de pétrole non-conventionnel produites seront toujours secondaires, car la production de ce pétrole restera toujours très coûteuse, lente (car nécessitant beaucoup de capitaux) et elle consomme beaucoup d'énergie en entrée. L'extraction et le traitement va accroître dans des proportions considérables le CO₂ produit par les activités humaines.

Le pétrole extra-lourd

Le pétrole extra-lourd est un pétrole qui a été dégradé par des bactéries et qui est constitué de molécules d'hydrocarbures très lourdes où prédominent le carbone. Très visqueux, son extraction est difficile, coûteuse en énergie. Sa transformation en sous-produits utilisables (carburant…) nécessite la mise en œuvre de procédés industriels également coûteux et consommateurs d'énergie. On trouve des gisements de pétrole extra-lourds un peu partout sur la planète avec des volumes considérables. Les gisements les plus importants sont situés au Venezuela et au Canada. La production tournait en 2007 aux alentours de 1,5 million de barils /jours (moins de 2% de la production mondiale de pétrole).

Les sables bitumineux du Canada

Le gisement de sables bitumineux de l'Alberta est entré dans une phase d'exploitation à grande échelle

Le site de sables bitumineux le plus important est situé au Canada (aux bord du lac Athabasca dans l'Alberta) . Le pétrole contenu dans ces champs se présente sous forme de bitume, qu'il est possible de transformer en carburant. Les réserves sont estimées sur la base d'hypothèses plutôt conservatrices à 180 milliards de barils (plus de 15% des réserves mondiales de pétrole).

La production à partir du gisement de l'Alberta est en plein essor et a atteint 1 million de barils par jour en 2007. La production visée est de 2 millions de barils/jour en 2010 et de 4 millions en 2020. Mais le procédé nécessite une grande quantité de gaz, environ 30 m³ par baril produit. Pour atteindre les objectifs de 2020, il faudrait utiliser la totalité de la production de gaz canadien actuelle (au détriment de la consommation industrielle et domestique) alors que les gisements canadiens sont aujourd'hui en déclin et que les réserves seront épuisées d'ici 8 ans. Il est envisagé de faire venir du gaz de l'Alaska mais on se heurte à des problèmes de coûts (construction du gazoduc) et le gisement de gaz qui serait utilisé ne permettrait de traiter que 3 millions de barils par jour. Il est également envisagé de construire une dizaine de centrales nucléaires pour suppléer à la pénurie de gaz, mais une fois la décision prise il faudrait attendre au moins une décennie avant que ces centrales deviennent opérationnelles. ^[9].

Le pétrole extra-lourd du Venezuela

Le deuxième grand gisement de pétrole extra-lourd est situé (dans le bassin de l'Orénoque). Le pétrole exploité au Venezuela est moins dense que celui du Canada. En 2005 il était produit environ 0,5 million de barils/jour. Mais la situation perturbée du pays freine l'exploitation de ces gisements qui nécessitent beaucoup de capitaux et des capacités techniques (raffinage...) disponibles essentiellement en Amérique du Nord.

Réserves et perspectives

Selon P.R. Bauquis^[10], en partant de l'hypothèse que les problèmes d'énergie nécessaires en entrée et d'émission de CO₂ soient résolus (utilisation de l'énergie nucléaire,...), les réserves exploitables pour ces deux pays se situeraient aux alentours de 600 milliards de barils distribués à égalité entre ces deux pays. Toujours selon le même auteur, la production totale de pétrole à partir de ce type de gisement pourrait atteindre 6 millions de barils/jour en 2020 (8% de la production actuelle) et 10 millions de barils/jour en 2050 avec la montée en puissance à cette date de nouveaux producteurs comme la Russie et la Chine.

Les schistes bitumineux

Historique extraction des schistes bitumineux (1880-2000)

Le site expérimental de transformation des schistes bitumineux en pétrole in situ de Shell dans le Colorado

Les schistes bitumineux contiennent du kérogène, un précurseur du pétrole qui n'a pas achevé le cycle qui transforme la matière organique en pétrole. Le kérogène peut être converti en pétrole par pyrolyse. Mais les tentatives pour exploiter ces réserves, qui remontent à plus d'un siècle, restent aujourd'hui à l'état d'expériences pilotes. Le seul emploi à l'échelle industrielle est l'utilisation en tant que combustible dans les centrales thermiques (70 % de la production mondiale en Estonie).^[11]

Des procédés d'extraction encore expérimentaux

Les procédés d'extraction et de transformation en pétrole expérimentés aujourd'hui sont confrontés à des problématiques de EOREI (rapport énergie utilisée/énergie récupérée), pollution et utilisation intensive des ressources hydriques. Le procédé le plus connu, mis en oeuvre par la compagnie Shell dans le Colorado, en donne un bon aperçu :

C'est un processus in situ c'est à dire que les schistes bitumineux sont transformés en pétrole dans le gisement sans être extraits ce qui permet de récupérer une plus forte proportion des réserves en place. On commence par isoler le gisement des eaux souterraines environnantes en l'entourant d'un mur de glace créé en forant sur la circonférence du gisement des puits profonds de 610 mètres tous les 2 mètres dans lesquels on fait circuler un liquide réfrigérant qui fait descendre la température du sous-sol à -50°C. Dans le périmètre ainsi circonscrit on fore des puits tous les 12 mètres dans lesquels sont insérés des systèmes de chauffage qui portent la température des schistes à 340°C : celui-ci se transforme alors lentement en pétrole et en gaz. Ce chauffage doit être maintenu durant environ 4 ans. A l'issue de cette période le pétrole et le gaz sont pompés. Selon Shell le processus a un EOREI compris entre 3 et 4.^[12]

Réserves et perspectives

Les réserves mondiales de schiste bitumineux sont estimées à 2 600 milliards de barils de pétrole potentiellement exploitables (2 fois les réserves de pétrole conventionnel), dont la moitié aux États-Unis.^[13]

Selon P.R. Bauquis la production de pétrole à partir de schiste bitumineux ne pourra fournir de volumes significatifs qu'après 2020 avec une production de 5 millions de barils en 2050 en ayant sans doute recours à l'énergie nucléaire et si les hypothèques environnementales ont pu être levées.^[14]

Les condensats

Les condensats sont un gaz liquide sous-produit des gisements de pétrole et de gaz, classifiés dans le pétrole non-conventionnel. Contrairement aux autres sources de pétrole non conventionnel, ils ne nécessitent aucun procédé d'extraction spécifique et ne sont classés dans la catégorie des pétroles non conventionnels que parce que leur composition est atypique. Les condensats représentent une part croissante de la production de pétrole (10% en 2008). Ils ne permettent pas la fabrication de carburant. Ils sont utilisés en pétrochimie et également, de plus en plus souvent, pour alléger les pétroles lourds et de les rendre ainsi transportables.

Les pétroles synthétiques

Les bio-carburants

Usine de fabrication d'éthanol dans l'Iowa (États-Unis)

Les bio-carburants tels que le biodiesel et le bioéthanol produits à partir de la la biomasse (déchets, céréales). En 2007 22 millions de tonnes de biodiesel et de bioéthanol ont été produits essentiellement par les États-Unis (12 Mt) et le Brésil (11Mt)^[15]. La brutale accélération de la production du biocarburant au États Unis à partir du maïs a contribué à faire flamber le cours mondial des céréales et a prouvé que la contribution de cette filière comportait des risques pour la production alimentaire mondiale (Au Brésil la production d'éthanol utilise des résidus de cannes à sucre et n'entre pas en compétition avec la filière alimentaire).

La transformation du charbon et du gaz naturel

La charbon et le gaz naturel peuvent être transformés pour fournir des pétroles synthétiques. L'Afrique du Sud est le principal producteur de cette filière avec 0,16 million de barils/jour produit à partir du charbon (Coal to Liquid) et 0,045 à partir du gaz (GTL Gaz to Liquid) ^[16]

La récupération tertiaire sur les gisements de pétrole conventionnel

La récupération tertiaire du pétrole des gisements de pétrole (en anglais E.O.R. Enhanced Oil Recovery) permet d'augmenter le taux de récupération des gisements existants en utilisant des procédés technologiques variables pour relancer la production de gisements en déclin. Aujourd'hui la récupération tertiaire est utilisée sur 2% des gisements. Le principal procédé utilisé aujourd'hui est l'injection de vapeur chaude pour fluidifier le pétrole et permettre sa migration vers les puits. Les spécialistes « optimistes » placent beaucoup d'espoirs dans l'amélioration des techniques de récupération tertiaire : les gains espérés font partie intégrante des réserves de pétrole non conventionnel. La bonne tenue des réserves durant les 3 dernières décennies a en partie été mise au crédit de l'amélioration des techniques de récupération tertiaire, à tort selon le géologue Laherrère. Selon ce dernier il ne faut pas attendre non plus de gains significatifs de cette technique dans le futur.

Les hydrates de méthane

L'hydrate de méthane est du méthane piégé dans la glace. Cette source d'hydrocarbure est considérée comme inexploitable avec la technologie actuelle et n'est pas prise en compte dans les prévisions de production d'hydrocarbure à moyen terme. On le trouve en abondance au fond des océans et dans le pergélisol des régions continentales les plus froides (Sibérie, Nord du Canada). Les projets pilotes menés entre autres par le Japon se sont jusqu'à présent révélés infructueux (faible concentration des hydrates). La mise en production pourrait par ailleurs libérer d'énormes quantités de méthane dans l'atmosphère contribuant à accélérer le réchauffement climatique (le méthane est 20 fois plus actif que le CO² dans ce domaine). C'est une source d'hydrocarbure qui reste aujourd'hui très hypothétique.

Une capacité de production qui a du mal à suivre l'augmentation de la consommation

La capacité de production est le volume de pétrole que l'ensemble des producteurs peuvent produire en utilisant tous les puits opérationnels. Jusqu'à récemment les producteur pris dans leur ensemble (mais en particulier l'Arabie Saoudite) disposaient d'une capacité de production supérieure à ce qui était mis sur le marché ce qui permettait de faire face aux à-coups de la demande mondiale de pétrole. Cette marge est devenue pratiquement nulle en 2007/2008. Malgré l'existence de réserves représentant plusieurs décennies de consommation la mise en production des nouveaux gisements n'arrive pas à compenser l'augmentation de la demande et la diminution de la production des gisements matures :

• La faiblesse du prix du pétrole jusqu'il y a quelques années a entraîné une baisse des investissements de l'industrie pétrolière qui est difficile à rattraper
• La mise en production de nouveaux gisements demande aujourd'hui des moyens financiers, techniques et humains très importants car le pétrole qui subsiste est généralement difficile d'accès et les gisements plus petits nécessitent de renouveler beaucoup plus souvent les investissements. Malgré la pression de la demande la mise en production des nouveaux champs est étalée pour pouvoir faire face aux difficultés des projets et mobiliser les investissements nécessaires.
• Une fois le gisement en exploitation, la capacité de production de certains gisement est limitée par des contraintes particulièrement fortes (pression environnementale, disponibilité d'entrants) : les sables bitumineux canadiens représentent aujourd'hui dans les statistiques environ 20% des réserves. Il est prévu que la production actuelle soit de 3 millions de barils/jour en 2020 (4% de la production actuelle) et 4 millions en 2030.^[17]
• Dans de nombreux pays producteurs, le rapport entre les compagnies pétrolières internationales et les pays producteurs - Venezuela, Russie, Nigeria, Kazakhstan… - s'est fortement détérioré (nationalisations plus ou moins larvées, révisions des clauses financières) ce qui a ralenti ou bloqué les investissements et les chantiers de mise en production.
• La relance très forte de l'exploration pétrolière, consécutive à la montée du prix du pétrole entraîne une pénurie de moyens techniques et humains. La flotte de navires de forage est réservée sur plusieurs années et les chantiers navals qui fabriquent ce type de bâtiment ont des carnets de commande pleins.^[18]

Le pic pétrolier des principales régions de production

Article détaillé : Liste des pays ayant franchi le pic de production du pétrole.

Si la détermination du pic pétrolier mondial est un exercice difficile compte tenu du nombre de paramètres à prendre en compte, le pic pétrolier de la production d'un pays donne généralement lieu à moins de polémique (sauf cas particuliers de certains pays du Moyen-Orient).

En 2008, un grand nombre de nombreux pays producteurs ont déjà franchi le pic de production. Parmi les principaux on peut citer les États-Unis (1970) (autrefois premier producteur mondial), la Libye (1970), l’Iran (1976), le Royaume-Uni (1999), la Norvège (2000), le Mexique (2005). Début 2008 les seuls pays producteurs importants (parmi les 30 premiers) qui n'ont pas dépassé le pic pétrolier sont l'Arabie Saoudite (controversé), le Koweït (controversé), l'Irak, l'Angola, l'Algérie, et le Kazakhstan.

La production des quatre plus grands gisements de pétrole - Ghawar (Arabie Saoudite), Cantarell (Mexique), Burgan (Koweït) et Daqing (Chine) - serait aujourd'hui entrée en phase de déclin.

Les principaux pays exportateurs

• Arabie Saoudite :Selon Matthew Simmons, qui a exercé un rôle d’expert auprès de la Task Force présidée par Dick Cheney et chargée de définir la politique énergétique des États-Unis , l’Arabie saoudite aurait également passé son pic en 2004. Pour ce qui concerne le plus grand champ pétrolier de la planète, le gisement de Ghawar, plusieurs spécialistes estiment qu’il est proche du pic, même si les officiels le contestent. Selon la compagnie nationale, un certain nombre de petits gisements doivent entrer en production dans les années et sont censés officiellement plus que compenser le déclin du gisement géant de Ghawar. La très forte croissance de la consommation intérieure contribue à diminuer rapidement la part des exportations.

Part de marché des différents pays producteurs en 2007. La couleur précise si la production future devrait croître (verte), décroître (rouge) ou est controversée (orange).

• Russie : L'URSS a atteint un premier pic de production en 1984 à 11,2 millions de barils/jour. La production s'est effondrée à la suite de l'éclatement de l'Union soviétique à 6 millions de barils en 1995 puis a commencé à remonter en Russie à compter de cette date (en parallèle la production dans d'anciennes républiques soviétiques s'est fortement développée). En 2007 elle semble plafonner à la valeur de 9,8 millions de barils/jours. Les réserves en Russie sont estimées début 2008 selon les auteurs entre 70 et et 170 milliards de barils^[24]. La fourchette basse conduit à un pic de production imminent tandis que si la valeur moyenne est retenue, la plus probable, le pic serait atteint d'ici 2015 avec une valeur de production quotidienne légèrement supérieure à la valeur actuelle. Mais les gisements qui doivent prendre le relais des zones de production actuelles nécessitent des investissements particulièrement importants (Arctique, Sibérie orientale) et les compagnies pétrolières russes, sévèrement taxées par l'État, pourraient manquer de moyens. On attend une forte croissance de la demande intérieure (explosion du parc automobile privé) qui devrait également réduire la part des exportations. ^[25]
• Émirats Arabes Unis :
• Koweit : Très récemment, le 12 novembre 2005, une nouvelle (publiée entre autres par AME Info et reprise par de nombreux médias dont Kuwaittimes.net) a stupéfié beaucoup d’experts : le champ de Burgan, situé au Koweït, 2^e champ pétrolier de la planète par sa capacité a atteint son pic de production. Les experts pensaient extraire 2 Mbbl/jour pendant encore 30 à 40 ans, mais il plafonne désormais autour de 1,7 Mbbl/j malgré tous les efforts entrepris pour maintenir son débit initial.
• Mexique : Le complexe de Cantarell, qui fournit les 2/3 de la production mexicaine, a atteint son pic en 2006, amorçant ainsi le déclin rapide de la production pétrolière mexicaine. L'agence américaine de l'énergie dans une analyse datée de 2007 estime que la production tombera à 3 millions de barils/jour en 2012 avec une remontée possible en 2030 au niveau de 2007 (3,5 millions de barils). La compagnie nationale PEMEX qui assure de manière exclusive l'exploration et la production du pétrole mexicain pourrait manquer de capitaux -du fait de prélèvements trop importants de l'État mexicain- pour mettre en exploitation les nouveaux gisements en eau profonde qui doivent prendre en partie le relais des gisements déclinants^[26].
• Iran :
• Canada : la production est en forte croissance grâce à l'exploitation des sables bitumineux de l'Alberta qui fait plus que compenser le déclin des gisements de pétrole conventionnel. Le scénario moyen prévoit une production de 3,5 millions de tonnes en 2010, 4 en 2015, 4,5 en 2020 et 4,5 en 2030 (respectivement 2, 3 , 3,5 et 4 pour les sables bitumineux). Les variantes de ce scénario ajoutent ou enlèvent 1 millions de barils/jour à partir de 2020.^[27]. La capacité de production est limitée par la nécessité de disposer de beaucoup d'énergie pour transformer les sables bitumineux et de limiter les atteintes à l'environnement. Compte tenu des énormes réserves de sables bitumineux (180 milliards de barils à ce jour), le pic du pétrole se situe à une échéance lointaine non définie.
• Émirats arabes unis
• Venezuela : le pays dispose d'un énorme potentiel de production grâce aux gisements de pétroles extra-lourds. Mais la situation intérieure ne permet pas de développer ces gisements qui demandent beaucoup de capitaux et une forte expertise technique détenue principalement par les États-Unis.
• Norvège : la production décline régulièrement.
• Nigeria : en 2008 le pays dispose d'un gros potentiel de croissance qui ne peut se concrétiser à cause des désordres intérieurs.
• Irak : l'Irak dispose des troisièmes réserves mondiales de pétrole, mais sa production n'arrive pas à progresser à cause du conflit en cours.
• Angola : le pays a adhéré à l'OPEP en 2008 et dispose d'un quota de 2 millions de barils/jours qu'il devrait pouvoir maintenir jusqu'à 2016 grâce à la mise en production de gisements en offshore profond dans les années à venir. Une partie des gisements se situe sur le territoire de Cabinda : des mouvements armés réclament l'indépendance de cette région, séparée du territoire principal par le Zaïre, depuis l'indépendance de l'Angola. ^[28]

Le Royaume-Uni a passé son pic pétrolier en 1999 et est devenu importateur de pétrole en 2007.

• Brésil : la production du Brésil devrait fortement augmenter dans les années à venir grâce à des gisements situés en offshore profond
• Kazakhstan : Production en croissance rapide mais des gisements difficiles à exploiter (présence de soufre...) occasionnent des retards
• Azerbaïdjan : la production de ces deux anciennes républiques devrait croître fortement dans les années qui viennent.
• Argentine, Égypte, Équateur, Malaisie, Colombie : la production de tous ces pays décline
• Brésil : Futur pays exportateur ?

Les principaux pays producteurs et importateurs

• États-Unis : la production décroît rapidement tandis que la demande se maintient.
• Chine :
• Inde:
• Grande-Bretagne

Contexte économique et géopolitique

Croissance et élasticité de la demande de pétrole

La demande de pétrole est en croissance régulière. La demande émanant des pays européens et de l'Amérique du Nord s'est stabilisée mais elle croit fortement ailleurs, particulièrement en Chine, en Inde ainsi que dans les pays exportateurs de pétrole.

L'énergie (le pétrole en fournit 35%) contribue à hauteur de 50% à la formation du PNB mondial. Dans pratiquement tous les secteurs économiques, les produits dérivés du pétrole (plastiques...) sont devenus indispensables et il n'existe généralement pas de substitut. Les carburants tirés du pétrole représentent 97% de l'énergie utilisée par les transports dans le monde^[29], qui jouent un rôle vital dans le fonctionnement de l'économie moderne. L'agriculture est complètement dépendantes du pétrole : engrais, insecticides, engins agricoles; les rendements agricoles élevés, qui ont permis de faire face à la forte croissance de la population mondiale, sont pratiquement entièrement liés à l'utilisation du pétrole.

• Le remplacement du pétrole par d'autres sources de carbone ou d'énergie sera difficile : la demande de pétrole a une faible élasticité. Une fois le pic franchi et si l'économie et même la société ne s'y est pas préparée, le prix se fixera à des sommets très élevés.
• La production est actuellement régulée par la demande ; quand ce sera l'inverse, les économies nationales devront accomplir une mutation importante.

La relation pays producteurs / pays consommateurs

Jusqu'à aujourd'hui les principaux producteurs exportateurs ont généralement répondu aux augmentations de la demande par une augmentation de la production (dans la mesure ou ils disposaient de la capacité à le faire) et par une accélération des projets de mise en production. Il est probable que la montée des prix et la diminution des réserves va désormais inciter certains des pays producteurs exportateurs à limiter leur production ou en tout cas de ne pas tenter de suivre la demande en accélérant les projets de mise en production.

• Avec un prix du baril élevé, les pays producteurs disposent d'entrées financières équivalentes avec un volume de pétrole produit réduit.
• Les pays producteurs ont intérêt à prolonger la période durant laquelle ils pourront bénéficier de la manne financière du pétrole.

Les outils d'évaluation du pic pétrolier

Article détaillé : Pic de Hubbert.

La courbe de Hubbert

La courbe de Hubbert propose une modélisation de la production de pétrole en forme de cloche avec des jalons qui sont fonction de la production passée et des réserves prouvées

L'évolution de la production de pétrole en Norvège s'inscrit presque parfaitement sur la courbe de Hubbert

Le géophysicien Marion King Hubbert suggéra dans les années 1940 que la production d'une matière première fossile donnée, et en particulier du pétrole, suivait une courbe en cloche parallèle à celle des découvertes mais décalée dans le temps. Cette courbe, en particulier la date à laquelle la production culminerait, le volume des réserves totales et la valeur de la production maximale atteinte au moment du pic, pouvait se déduire de la quantité de pétrole déjà extraite et de l'estimation des réserves totales. La courbe atteint son sommet lorsqu'à peu près la moitié des réser