Uleiul de vârf (sau „ ulei de vârf “ în limba engleză ) este vârful curbei de extracție mondială de petrol (măsurată în milioane de barili pe zi), adică punctul în care a atins punctul culminant , înainte de a ști , ulterior , un declin ca urmare a epuizării progresivă a rezervelor de petrol cuprinsă în subsolul pământului.
Termenul poate fi, de asemenea, utilizat pe o scară mai locală pentru a se referi la producția de vârf a unui câmp petrolier sau a unei țări producătoare, a cărei curbă de funcționare poate avea tendința de a urma și o formă de clopot ( curba Gaussiană ). Marion King Hubbert a fost primul geolog din 1956 care a oficializat o teorie a petrolului de vârf, concentrându-se pe producția americană ( vârful Hubbert ).
Estimarea momentului în care va fi atins vârful petrolului din lume este actualizată în mod regulat de către organizațiile de cercetare specializate. Rezultatele variază în funcție de datele luate în considerare în calcul. În ciuda diversității estimărilor, data de vârf a petrolului este împinsă în mod regulat pe măsură ce sunt descoperite noi rezerve și sunt dezvoltate noi metode de extracție pentru a extrage resursele considerate până acum inutilizabile. Agenția Internațională pentru Energie (AIE) a raportat în 2010 că producția convențională de petrol a atins punctul culminant în 2006 , dar producția totală a continuat să crească odată cu creșterea tehnicilor de ulei de șist din SUA.
În octombrie-noiembrie 2018 , producția mondială a atins un nou record și perspectiva de vârf de petrol a fost amânată de AIE până în 2025, în ipoteza că boomul petrolier de șist din SUA va continua să compenseze declinul. Petrolul convențional până la acea dată. În vara anului 2019 , creșterea producției de ulei de șist din Statele Unite a încetinit brusc, cu toate acestea, provocând probabil această prognoză optimistă. Pe de altă parte, consecințele pandemiei Covid-19 asupra industriei petroliere introduc ipoteza unui vârf trecut în 2019.
Marion King Hubbert a fost primul geolog din 1956 care a oficializat o teorie de vârf a petrolului, concentrându-se pe producția americană ( vârful Hubbert ).
Până la sfârșitul anului al XX - lea secol, producția de vârf a fost de așteptat , pe termen mediu: raportul anual 1998 al AIE și amplasate în Anii 2010 (dar aceste rapoarte sunt returnate la previziuni mai optimiste, deși „ în jos de la un an la urmatorul). O dezbatere a avut loc între instituțiile oficiale și câțiva profesioniști din lumea petrolului, fondatori ai ASPO , în anii 2000. Acesta din urmă s-a bazat în special pe munca lui Hubbert pentru a estima o dată pentru declinul producției mondiale de petrol și pentru a încerca să alerteze politicienii și autoritățile publice la apariția iminentă a petrolului mondial de vârf. Majoritatea jucătorilor din sector au infirmat fenomenul susținând că progresele tehnice din viitor ar permite o mai bună recuperare a petrolului din zăcămintele existente și exploatarea de noi surse de hidrocarburi, cum ar fi nisipurile de gudron sau adâncurile în larg.
Dar producția și consumul de petrol au crescut brusc în ultimele decenii. Din 1997 până în 2007, consumul anual de petrol a crescut cu 12%, de la 3480 la 3906 milioane de tone (de la 72,2 la 81,5 milioane de barili pe zi). Creșterea prețului petrolului în 2008, întreruptă de criza economică, a contribuit la schimbarea unei fracțiuni semnificative de specialiști din sectorul petrolier. Data exactă a vârfului, trecută sau care va urma, este încă dezbătută. Aramco , companie din lume, a recunoscut că producția sa a scăzut constant în ultimii ani. Declarațiile liderilor fac ecou acestor rapoarte: se poate cita regele Abdullah al Arabiei și comisarul european pentru energie, Günther Oettinger . Mai presus de toate, raportul din 2009 al Agenției Internaționale pentru Energie (AIE) plasează vârful petrolului în 2006: această dată în trecut nu este un consens, dar DoE (Departamentul Energiei, Departamentul Energiei al SUA) și-a apropiat sever estimarea de data vârfului: în 2004, el a prezis că va fi între 2026 și 2047 (2037 pe ipoteza medie). În 2009, unul dintre experții săi a arătat o mare probabilitate ca vârful să aibă loc între 2011 și 2015.
Cu toate acestea, vârful pare a fi înlocuit de un „platou ondulant”: producția va rămâne stabilă într-un interval de 4-5%, fără a putea depăși maximul istoric al producției, timp de câțiva ani. Prin urmare, dezbaterea s-a mutat în momentul în care deficitul de petrol va începe să prevaleze: adică atunci când această producție blocată la maximum va fi insuficientă pentru a satisface cererea mondială. Mai multe instituții și ziare publică acum rapoarte despre consecințele potențial catastrofale ale lipsei de petrol ieftin: armata SUA , armata germană , Lloyd’s și Chatham House își publică îngrijorările cu privire la apropierea vârfului (trecut sau viitor).); Wall Street Journal a reiterat aceste noi considerații în 2010.
Vârful de petrol al unui zăcământ (de exemplu, zăcământul Mării Nordului) este atins atunci când producția de petrol extrasă începe să scadă după atingerea nivelului său maxim. Prin extensie, vârful mondial al petrolului va fi atins atunci când producția mondială de petrol începe să scadă.
Susținătorii teoriei vârfurilor afirmă următoarele puncte:
Unii profesioniști ai petrolului au o viziune diferită asupra acestor puncte diferite. În timp ce petrolul este, fără îndoială, o resursă finită, planeta este departe de a fi explorată pe deplin. Uleiul neconvențional singur reprezintă resurse considerabile; Din acest motiv, Venezuela are primele rezerve de petrol la nivel mondial, înaintea Arabiei Saudite și Canadei.
Jean-Marc Jancovici apără ideea că vârful petrolului nu este o teorie, ci o realitate matematică, el se bazează pe aceasta pe următoarea demonstrație:
El recunoaște că, în funcție de resurse, vârful poate fi foarte îndepărtat în timp. Dar, în ceea ce privește petrolul, el consideră că am ajuns la un platou din 2005 și că problema datei exacte a vârfului este secundară și nu va fi decisă decât câțiva ani după ce l-am trecut. În plus, exclude din statistici gazele petroliere (butan și propan) care nu pot avea aceleași utilizări ca petrolul lichid, deși sunt luate în considerare în cifrele publicate în general. În cele din urmă, prevede o scădere a producției, deoarece investițiile au scăzut după scăderea prețului petrolului de la sfârșitul anului 2014.
Spre deosebire de vârful ofertei de mai sus, organizațiile specializate ( OPEC , EIA , IEA ) consideră în 2010 că piața se caracterizează printr-un vârf al cererii, adică consumul scade. Înainte de producerea unei slăbiciuni a producției. Într-adevăr, creșterea bruscă a prețului unui baril observată în 2008 (147 USD / bbl), preocupările de mediu și dorința unor consumatori de a folosi mașini mai puțin consumatoare ( Toyota Prius a fost cea mai bine vândută mașină din Japonia în 2009) sunt ajutând la reducerea cererii . Intensitatea energetică , care măsoară cantitatea de energie consumată pe unitate de PIB , este în scădere pe termen lung; Numai în ceea ce privește petrolul, acest indice a scăzut cu 2% pe an timp de aproximativ zece ani, iar cererea de petrol în țările europene a stagnat din anii 1980.
Tony Hayward, președintele BP , confirmă această abordare considerând că țările dezvoltate au depășit vârful cererii de petrol în 2007.
Treisprezece ani mai târziu, în Septembrie 2020, Noul CEO al BP, Bernard Looney, prezintă trei scenarii de modelare a consumului de petrol din 2020 până în 2050. Toate aceste scenarii prezic o scădere a consumului de hidrocarburi. Nu ar trebui să se recupereze după căderea cauzată de pandemia Covid 19.
Nu pare sigur că evenimentele urmează o curbă regulată (urcare, vârf, coborâre). Mai mulți specialiști vorbesc despre un platou ale cărui nereguli (recuperări și recesiuni succesive) pot face dificilă orice evaluare și, prin urmare, orice datare precisă a unui „vârf”.
Uleiul convențional convențional (cel mai ușor de extras) ar fi putut atinge punctul culminant în 2005. Deficitul a fost umplut de petrol mai scump de extras, în principal din zăcăminte de adâncime și din dezvoltarea nisipurilor de gudron canadiene. Uleiurile neconvenționale, care includ nisipurile de gudron și petrol greu, petrolul de adâncime, petrolul polar și lichidele pe bază de gaze naturale, sunt mai dificil de evaluat, dar vârful „tuturor categoriilor” ar fi putut fi atins în 2008.
Durata ciclului de viață al unui câmp petrolier dat variază foarte mult. În toate cazurile, este răspândit pe mai multe decenii de la anul primei descoperiri.
Producția unui nou câmp petrolier are loc după un interval de timp cuprins între câțiva ani și câteva decenii după descoperirea sa. Această perioadă poate fi deosebit de lungă dacă exploatarea acesteia necesită dezvoltarea de noi tehnici, așa cum a fost cazul petrolului din adâncurile în larg. Astăzi, această întârziere este, de asemenea, legată de necesitatea de a construi infrastructuri grele și costisitoare, deoarece câmpurile descoperite recent sunt adesea situate în zone greu accesibile (offshore, Siberia etc.) și necesită instalații enorme pentru a le extrage. ( platforme offshore, instalații speciale pentru nisipurile de gudron etc.) și pentru a le face comercializabile (rafinării specializate pentru uleiuri grele, instalații de procesare pentru nisipurile de gudron etc.).
Producția de petrol a unui câmp, ea însăși, s-a răspândit în general pe mai multe decenii: primele fântâni ale câmpurilor din Marea Nordului au intrat în producție în 1970 și ultima picătură de petrol ar trebui extrasă în jurul anului 2050. Volumul de petrol produs în timp poate fi reprezentat de o curbă în formă de clopot. Între începutul și sfârșitul producției, producția trece printr-un maxim care corespunde aproximativ când jumătate din ulei a fost extras. Faza de declin este mult mai lungă decât perioada dintre depozitul în producție și vârful său.
La începutul producției, uleiul se revarsă spontan din fântână (așa-numita tehnică primară de recuperare utilizată pentru aproximativ 40% din producție). Într-o a doua fază, este necesar să forțați uleiul să iasă prin introducerea apei sau a gazului (tehnică de recuperare secundară utilizată pentru mai puțin de 60% din producție) care necesită creșterea cheltuielilor de energie. În ultimă instanță, tehnici și mai scumpe, cum ar fi injectarea de abur fierbinte pentru a crește fluiditatea uleiului, pot fi utilizate în anumite cazuri (tehnica de recuperare terțiară utilizată pentru mai puțin de 2% din producție). Producția este oprită atunci când energia necesară extragerii unui litru de ulei o depășește pe cea conținută în același litru, luând în considerare alte costuri de exploatare (întreținere, costuri umane, transport). În timpul fazei de declin, producția scade cu o rată care depinde de geologia zăcământului și de metodele de extracție utilizate: media este de 4% (adică 25 de ani pentru a epuiza zăcământul după vârf), dar scăderea observată este că pare mult mai rapidă pe zăcăminte exploatate recent din cauza tehnicilor utilizate. Când producția este oprită, 15 până la 99% ulei (în medie 65%) poate rămâne în câmp, nerecuperat.
Se poate face o încercare de a accelera recuperarea petrolului cu tehnici costisitoare, cum ar fi forarea orizontală, dar acestea par să reducă rata de recuperare.
| Câmp petrolier | Descoperire | Producție | Vârf | Sfârșitul estimat al producției |
|---|---|---|---|---|
| Marea Nordului | 1960 | 1971 | 1999 | pe la 2050? |
| Cantarell (Mexic) | 1977 | 1979 | 2003 | 2020? |
| Texasul de est | 1930 | 1930 | 1993 | pe la 2010? |
Rata de recuperare a unui câmp, adică raportul dintre petrolul conținut în câmp și ceea ce poate fi efectiv extras în condiții economice viabile, depinde atât de configurația geologică a câmpului, cât și de tehnicile de recuperare utilizate. Una dintre explicațiile oferite de „optimisti” cu privire la buna performanță a rezervelor în ciuda slăbiciunii descoperirilor din ultimele decenii este că evoluția tehnologiei a făcut posibilă îmbunătățirea constantă a ratei de recuperare. Astfel, această rată ar fi scăzut în aproximativ cincizeci de ani de la 20% la 35%. „Pesimiștii” indică faptul că tehnicile care își dovedesc valoarea au existat deja cu mult timp în urmă și că îmbunătățirea tehnicilor de recuperare a crescut doar rata de recuperare într-un mod marginal și pe un număr limitat de depozite.
Producția de ulei convențional necesită energie pe o mare parte a ciclului de viață al exploatării unui câmp. Când ajunge la sfârșitul vieții sale, energia necesară pentru a extrage un litru de ulei ajunge să depășească cea conținută în același litru: raportul energiei returnate la energia investită este mai mic de 1. Acest raport este rata de returnare a energiei (TRE, în engleză EROEI sau EROI pentru „ energia returnată din energia investită ”). Zăcământul nu mai este o sursă, ci un puț de energie, iar exploatarea acestuia pentru energie petrolieră nu mai este profitabilă (pe de altă parte, poate fi în cazul unei penurii severe pentru produsul-materie primă dacă prețul produselor derivate crește puternic).
Uleiul neconvențional necesită multă energie: să se poată extrage (CLU), fabricarea ( etanol , ulei obținut din gaz sau cărbune ), pentru a face utilizabil (șisturi petroliere, uleiuri grele). Valoarea coeficientului EROI joacă un rol critic în determinarea faptului dacă exploatarea zăcământului este viabilă din punct de vedere economic. Acest coeficient se află în special în centrul dezbaterilor asupra etanolului produs din porumb, deoarece valoarea sa este stabilită, în funcție de sursele științifice, între 1,3 și 0,7 (chiuvetă de energie).
Proiecțiile statistice ale producției neconvenționale de petrol ar trebui să furnizeze volume nete de producție de energie consumată în măsura în care acestea din urmă provin din resurse neregenerabile (gaz natural pentru nisipurile petroliere din Canada).
Calculul ERR se bazează pe estimarea cantității de energie primară necesară pentru extragerea sursei de energie evaluate. Nu există un consens cu privire la metoda de calcul ERR, astfel încât sunt propuse mai multe estimări pentru aceeași energie.
Tabelul de mai jos, întocmit dintr-un tabel publicat de ASPO Italia în 2005 și completat cu estimări de Cutler J. Cleveland (în) în același an, oferă o compilație a estimărilor ERR ale principalelor surse de energie la această dată sau mai devreme:
ERR-ul unor surse de energie| Surse de energie | TRE Cleveland | TRE Elliott | TRE Hore-Lacy | |
| Combustibili fosili | ||||
|
Petrol - Până în 1940 - Până în 1970 - 2005 („Astăzi”) |
> 100 23 8 |
50 - 100 |
||
|
Cărbune - Până în 1950 - Până în 1970 |
80 30 |
2 - 7 |
7-17 |
|
| Gaz natural | 1 - 5 | 5 - 6 | ||
| Șisturi petroliere (în 1984) | 0,7 - 13,3 | |||
| Energie nucleară | 5 - 100 | 5 - 100 | 10 - 60 | |
| Energiile regenerabile | ||||
| Biomasă | 3 - 5 | 5 - 27 | ||
| Putere hidroelectrica | 11.2 | 50 - 250 | 50 - 200 | |
| Putere eoliana | 5 - 80 | 20 | ||
|
Energie solară - Energie solară termică - Fotovoltaice convenționale - Fotovoltaice cu film subțire |
4.2 1.7 - 10 |
3 - 9 |
4 - 9 |
|
|
Etanol - trestie de zahăr - porumb - reziduuri de porumb |
0,8 - 1,7 1,3 0,7 - 1,8 |
|||
| Metanol (lemn) | 2.6 | |||
Fiecare zăcământ dă un ulei a cărui compoziție este diferită. Cele două criterii principale care determină valoarea sa economică sunt proporția de carbon și conținutul de sulf . Cele mai populare uleiuri sunt uleiurile ușoare (conținut scăzut de carbon) care conțin puțin sulf, deoarece pot fi transformate cu costuri reduse în produse de valoare ridicată (combustibili de bună calitate). La celălalt capăt al scalei, uleiul extra-greu este dificil de extras și transportat (fluiditate scăzută), iar proporția prea mică de hidrogen necesită tratamente costisitoare și facilități industriale adecvate pentru a fi utilizabil. Condensatul este un ulei deosebit de ușor, la starea de gaz din rezervor și care condensează ( de unde și numele) de o dată în stare lichidă uzate la presiunea ambiantă. Prin natura sa, este alcătuit din componente mai bine evaluate, adesea utilizate în produse petrochimice. Când este în cantități mici, îl folosim doar pentru a dilua uleiurile mai grele.
În ultimii ani, proporția celor mai căutate uleiuri a scăzut în comparație cu uleiurile grele și extra-grele atipice (nisipurile cu gudron) și condensatele. Introducerea pe piață a acestor uleiuri este legată de scăderea resurselor petroliere de calitate (câmpurile din Arabia Saudită puse în producție în 2008 furnizează în principal petrol greu sau petrol care conține o proporție semnificativă de sulf).
Anumite hidrocarburi sunt disponibile în cantități mari în natură într-o formă care nu este utilizabilă direct: este vorba de șisturile petroliere (un ulei care nu și-a finalizat geneza) și hidrații de metan (numiți și clatrați ) care sunt resurse, inclusiv metanul prins în gheața de apă. Producția de hidrocarburi utilizabile din aceste resurse nu a ajuns astăzi la stadiul industrial, dar unele prognoze le includ în rezerve sau în producția viitoare.
Alături de aceste uleiuri naturale, există uleiuri sintetice fabricate din biomasă (porumb, trestie de zahăr etc.), cărbune sau gaz datorită proceselor industriale care necesită multă energie și, în general, foarte poluante. Hidrocarburile produse în acest mod reprezintă o mică parte a producției mondiale.
Toate aceste resurse, atunci când sunt evaluate împreună, sunt denumite în statistici „toate lichidele”.
Estimarea datei vârfului de petrol se bazează pe cunoașterea rezervelor de petrol identificate în subsol și accesibile. Cu toate acestea, volumul acestor rezerve declarate de țările producătoare și companiile petroliere internaționale a rămas până în ultimii ani la un volum care reprezintă aproximativ 40 de ani de producție anuală: această evoluție, care pare să contrazică deficitul descoperirilor, este folosită de „optimisti” care subliniază că evoluția tehnicilor va face posibilă compensarea epuizării depozitelor și amânarea regulată a termenului limită pentru vârful de petrol.
| An | Rezerve de petrol (R) Bn barili |
Producție (P) Bn butoaie |
Numărul de ani de producție (R / P) |
|---|---|---|---|
| 1987 | 910.2 | 22 | 41 |
| 1997 | 1069.3 | 26 | 41 |
| 2007 | 1237,9 | 30 | 41 |
Dacă estimarea numărului de ani de producție actuală ia în considerare accelerarea așteptată a consumului mondial, în ciuda rezervelor estimate la 1.258 miliarde de barili în 2008, deci scade la 35 de ani, sau chiar mai puțin.
Potrivit geologului D. Laherrère, această reprezentare a evoluției rezervelor este falsă, deoarece volumul declarat al rezervelor nu este, în general, o reflectare a realității geologice, dar răspunde în primul rând la considerații financiare, de reglementare și politice; Acestea au condus la descoperirea principalelor depozite, cu câteva decenii în urmă, la subreportarea potențialului depozitelor și, în zilele noastre, într-un context diferit, favorizează mai degrabă declarațiile supraevaluate care se bazează pe rate recuperări nerealiste din depozite vechi și volume excesiv de mari din descoperiri. Cercurile petroliere au standardizat abia recent metodele de evaluare a rezervelor conținute în câmpuri. Unii producători mențin în mod deliberat confuzie cu privire la natura petrolului conținut în rezervele lor. În funcție de caz, acestea integrează sau nu ulei neconvențional, în timp ce recuperarea acestuia presupune progrese tehnice incerte până în prezent, cu un bilanț energetic care poate fi zero sau negativ.
Aceste diverse probleme conduc la estimări foarte divergente ale rezervelor rămase. Dacă specialiștii sunt de acord cu petrolul deja extras (aproximativ 1 000 miliarde barili), estimarea petrolului convențional efectuată de trei furnizori de informații petroliere citată de D. Laherrère a variat la sfârșitul anului 2006 între 1 144 și 1 317 miliarde barili.
În urma noului său raport din 2009, AIE estimează, prin vocea economistului său șef D Dr. Fatih Birol cotidianul The Independent, că rezervele de petrol sunt golite cu o viteză semnificativ mai mare față de așteptările anterioare. Potrivit AIE, aceasta este prima dată când se efectuează un studiu atât de mare, precis și detaliat, întrucât rapoartele anterioare s-au bazat doar pe ipoteze. Aceste date sunt incluse în World Energy Outlook 2009 , care va fi publicat pe 10 noiembrie 2009. Agenția Internațională pentru Energie recunoaște, prin urmare, că a subestimat în mod clar scăderea producției din câmpurile petroliere: este revizuită la 6,7% pe an în 2009 , în loc de 3,7% în 2008. Acesta contestă supraestimarea rezervelor din țările producătoare; trei sferturi din siturile de extracție a petrolului și-au depășit deja capacitatea maximă. Astfel, mai degrabă decât douăzeci de ani de rezerve suficiente, cererea globală ar avea doar zece ani de aprovizionare adecvată.
Estimarea rezervelor disponibile ale unui depozit se face inițial în momentul descoperirii sale: este inițial o estimare a geologilor și inginerilor. Aceste rezerve sunt rezervele „inițiale”, cele pe care ne bazăm pentru a calcula prețul de vânzare al depozitului, investiția necesară exploatării acestuia, valoarea unei companii. Acest prim tip de estimare este destul de nesigur, nu din cauza avansării științei, ci din cauza mizelor financiare: astfel, în 1988 , când a fost descoperit câmpul petrolier Cusiana în Columbia , compania americană Triton (acum Amerada Hess) și-a estimat potențial la 3 miliarde de barili, o sumă semnificativă care și-a crescut prețul acțiunilor. Dar BP a făcut o nouă estimare a depozitului după ce a început să extragă țițeiul din Cusiana: 1,5 miliarde de barili. Experții ASPO cred că acest depozit nu depășește 800 de milioane de barili.
Pornind de la datele furnizate de geologii care prin diferite mijloace au luat măsurarea depozitului, extrapolăm diferite valori care caracterizează rezervele:
În timpul ciclului de viață al depozitului, aceste diferite valori sunt actualizate în mod regulat: rezervele probabile devin rezerve dovedite, informațiile obținute în contextul exploatării sau explorării suplimentare dau naștere la revizuiri ascendente sau descendente, scăderea acestor valori diferite etc. .
Astfel, pentru Algeria avem 1P egal cu 1,7 miliarde de tone, 2P estimat la 6,9 miliarde de tone și 3P estimat la 16,3 miliarde de tone (date publicate de United States Geology Survey , inclusiv misiunea este de a informa Departamentul de Interne cu privire la Statele Unite). Aceste probabilități de descoperire sunt folosite pentru a judeca baza financiară a unei țări; dar atât guvernele, cât și băncile folosesc de obicei o mediană din toate cele trei, sau 7,7 miliarde de barili, care are mai puțin de una din două șanse să fie descoperite în cele din urmă.
Țările producătoare sau companiile petroliere internaționale raportează, în general, doar o parte din informațiile pe care le dețin în rezervele lor:
Volumul rezervelor a devenit un subiect extrem de sensibil pentru țările producătoare de petrol: o lege adoptată în 2002 de Duma Rusă pedepsește pe oricine a dezvăluit informații despre rezervele rusești de gaze și petrol cu o pedeapsă de până la șapte ani închisoare. Cotele țărilor OPEC depind de volumul rezervelor, care a avut un impact clar asupra declarațiilor lor. Capacitatea de împrumut a țărilor care trăiesc în principal din petrol este condiționată de volumul de petrol rămas în pământ. Singurele țări care permit experților independenți să verifice cifrele rezervelor sunt, în 2008, Norvegia, Marea Britanie și Statele Unite. Manipularea cifrelor este un exercițiu cu atât mai ușor cu cât rezervele sunt acum deținute de peste 80% de către companiile naționale.
Țările producătoare ale OPEC au decis în 1985 să își limiteze voluntar producția totală pentru a susține prețul petrolului: fiecare membru OPEC avea acum dreptul de a produce un procent din această producție proporțional cu volumul rezervelor sale. Această măsură a declanșat reevaluări ascendente ale rezervelor mai multor producători, pentru a obține drepturi de producție mai mari. Modificarea rezervelor declarate a permis, de asemenea, unora dintre acești producători să obțină împrumuturi bancare mai mari și rate mai bune. Acesta este ultimul motiv care explică creșterea în 1983 a rezervelor estimate ale Irakului , apoi în război împotriva Iranului .
Tabelul estimărilor suspecte, detaliat în articolul Rezervă de petrol , este rezumat în următorul tabel:
| Declarații de rezerve cu creșteri suspecte (în miliarde de barili) conform Colin Campbell, SunWorld, 1980-1995 | |||||||
| An | Abu Dhabi | Dubai | Iran | Irak | Kuweit | Arabia Saudită | Venezuela |
| 1980 | 28.00 | 1,40 | 58,00 | 31.00 | 65,40 | 163.35 | 17,87 |
| nouăsprezece optzeci și unu | 29.00 | 1,40 | 57,50 | 30.00 | 65,90 | 165,00 | 17,95 |
| 1982 | 30,60 | 1.27 | 57,00 | 29,70 | 64,48 | 164,60 | 20.30 |
| 1983 | 30,51 | 1,44 | 55.31 | 41,00 | 64,23 | 162,40 | 21.50 |
| 1984 | 30,40 | 1,44 | 51,00 | 43,00 | 63,90 | 166,00 | 24,85 |
| 1985 | 30,50 | 1,44 | 48,50 | 44,50 | 90,00 | 169,00 | 25,85 |
| 1986 | 31.00 | 1,40 | 47,88 | 44.11 | 89,77 | 168,80 | 25,59 |
| 1987 | 31.00 | 1,35 | 48,80 | 47.10 | 91,92 | 166,57 | 25.00 |
| 1988 | 92,21 | 4.00 | 92,85 | 100,00 | 91,92 | 166,98 | 56,30 |
| 1989 | 92,20 | 4.00 | 92,85 | 100,00 | 91,92 | 169,97 | 58.08 |
| 1990 | 92,20 | 4.00 | 93,00 | 100,00 | 95,00 | 258,00 | 59,00 |
| 1991 | 92,20 | 4.00 | 93,00 | 100,00 | 94,00 | 258,00 | 59,00 |
| 1992 | 92,20 | 4.00 | 93,00 | 100,00 | 94,00 | 258,00 | 62,70 |
| 2004 | 92,20 | 4.00 | 132,00 | 115,00 | 99,00 | 259,00 | 78,00 |
Rezervele totale declarate de țările OPEC sunt de 701 miliarde de barili, din care 317,54 par dubioși pentru unii observatori.
Alte fapte necesită o vigilență extremă asupra cifrelor oficiale ale rezervelor din țările OPEC:
Petrolul neconvențional nu este inclus oficial în rezerve, cu excepția nisipurilor de gudron din Canada, care sunt acum numărate în unele statistici la aproximativ 170 miliarde de barili (ceea ce reprezintă între 10 și 20% din totalul rezervelor, în funcție de valoare). Reținut pentru acesta din urmă).
Pentru cei mai optimiști jucători, care se bazează pe o abordare esențial economică, creșterea prețului petrolului va permite treptat ca petrolul neconvențional, care până atunci să fie prea scump pentru a fi produs, să fie integrat în rezerve. EIM a estimat astfel în 2005 că aproape 3.000 de miliarde de barili (șist petrolier + nisipuri petroliere + recuperare terțiară) se vor alătura rezervelor în deceniile viitoare (a se vedea diagrama).
Noile descoperiri ale așa-numitului ulei convențional devin rapid rareori și asta din 1960; astfel, petrolul exploatat în anii 2000 provine în principal din câmpuri vechi de aproximativ cincizeci de ani. La începutul XXI - lea secol, câmpuri de petrol descoperite sunt de obicei situate în zonele cele mai îndepărtate și sunt de dimensiuni mai mici și mai mici; petrolul furnizat de aceste câmpuri este scump de produs. Având în vedere deficitul de descoperiri, multe surse sunt plasate în surse, care până acum nu fuseseră reținute deoarece sunt mult mai scumpe și care sunt grupate sub denumirea de petrol neconvențional: sub această denumire Aceasta include uleiul ultra-greu care necesită prelucrare complexă, ulei sintetic produs din biomasă, gaz sau cărbune, precum și șisturi petroliere. Producția neconvențională de petrol reprezintă astăzi o proporție foarte mică din producția totală (mai puțin de 4%), iar cele mai optimiste prognoze plasează cota sa pe termen lung (2030) între 10 și 20%.
Uleiul convențional (din care 95% a fost exploatat până în prezent) este definit ca „ulei , care pot fi produse în condiții economice și tehnice satisfăcătoare.“ În mod tradițional, această definiție destul de vagă include uleiurile extrase din terenurile emergente (cu excepția uleiurilor atipice ( condensate , nisipuri de gudron etc.) și recuperarea terțiară din zăcămintele convenționale de petrol etc.) și uleiurile extrase din platformele offshore (offshore) atunci când adâncimea este mai puțin de 500 de metri. Datorită progresului tehnic care a făcut ca producția lor să fie profitabilă din punct de vedere economic, acum includem și petrol din adâncurile offshore și cel din regiunile arctice.
Descoperirile câmpurilor petroliere convenționale au atins un vârf în anii 1960: de la acea dată volumul de petrol descoperit în fiecare an este, în medie, netezit, în scădere. A scăzut sub producția anuală de la începutul anilor 1980. În ultimii ani, am descoperit doar un butoi de petrol convențional pentru fiecare trei consumate.
Petrolul „subvenționat”Acest termen, folosit de geologul Alain Perrodon, include petrolul a cărui producție a devenit viabilă din punct de vedere economic în ultimii ani:
Complexitatea tehnică a extragerii petrolului subvenționat necesită resurse financiare și tehnice enorme. Intrarea în producție a unora dintre aceste câmpuri ar putea fi mai târziu decât se aștepta și, prin urmare, nu va asigura recuperarea parțială a petrolului convențional înainte de vârful mondial al petrolului. Profitabilitatea acestor câmpuri poate fi, de asemenea, pusă la îndoială: un economist a menționat că rentabilitatea producției câmpului mare descoperit de Brazilia în 2008 necesita petrol la cel puțin 240 USD pe baril.
Cele neconvenționale de petrol încrețiturile toate uleiuri care nu sunt produse prin tehnici convenționale de foraj. Pentru a fi viabilă, producția de petrol neconvențional trebuie să facă față mai multor constrângeri: cost, echilibru energetic negativ, daune ecologice, utilizarea resurselor critice (cereale). Acest tip de petrol reprezintă o pondere din ce în ce mai mare din producția de petrol (în prezent în jur de 10%) și urmează să preia din petrolul convențional în anii următori. Cu toate acestea, unii experți consideră că cantitățile de ulei neconvențional produse vor fi întotdeauna secundare, deoarece producția acestui ulei va rămâne întotdeauna foarte scumpă, lentă (deoarece necesită mult capital) și consumă multă energie ca intrare. Extracția și prelucrarea vor crește dramatic CO 2 produs de activitățile umane.
| PREVIZIUNI la sfârșitul anului 2007 de la Agenția SUA pentru Energie (EIA) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Sursa de petrol |
Producția neconvențională de petrol în scenariul prețului ridicat al petrolului, excluzând condensatele și recuperarea terțiară ( cifre în milioane de barili pe zi ) |
||||||
| 2006 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 | comentarii | |
| Nisipurile petroliere | 1.2 | 2 | 4.1 | 6.1 | 7.5 | 8.7 | Canada |
| Biomasă | 0,6 | 1.3 | 2.1 | 3 | 3.7 | 4.2 | În 2030 Brazilia 1,5 Mb. (trestie de zahăr) Statele Unite 1,2 Mb. (porumb) |
| Petrol sintetizat din cărbune | 0,1 | 0,2 | 0,4 | 0,8 | 1.5 | 2.7 | În 2030 Statele Unite 1,2 Mb., Africa de Sud 0,7 Mb., China 0,5 Mb. |
| Ulei extra greu | 0,6 | 0,9 | 1.2 | 1.6 | 1.9 | 2.3 | Venezuela |
| Ulei sintetizat din gaz | 0 | 0,1 | 0,4 | 0,6 | 0,7 | 0,7 | În 2030 Qatar 0,4 Mb., Africa de Sud 0,1 Mb. |
| Șisturi oleaginoase | 0 | 0 | 0 | 0 | 0,1 | 0,2 | |
| Producția totală de petrol | 84.2 | 88,7 | 89,7 | 91,7 | 95.2 | 99.3 | |
| % din producția totală | 3% | 4,2% | 9,4% | 13,4% | 16,4% | 19% | |
Uleiul extra greu este uleiul care a fost descompus de bacterii și este alcătuit din molecule de hidrocarburi foarte grele unde predomină carbonul . Foarte vâscos, extracția sa este dificilă și costisitoare în energie. Transformarea acestuia în subproduse utilizabile (combustibil etc.) necesită implementarea unor procese industriale care sunt, de asemenea, costisitoare și consumatoare de energie. Zăcăminte extra-grele de petrol se găsesc pe toată planeta cu volume considerabile. Cele mai importante depozite se află în Venezuela și Canada. Producția în 2007 a fost de aproximativ 1,5 milioane de barili pe zi (mai puțin de 2% din producția mondială de petrol).
Nisipurile de gudron ale CanadeiCel mai mare sit de nisipuri petroliere este situat în Canada ( pe malul lacului Athabasca din Alberta ). Uleiul din aceste câmpuri este sub formă de bitum , care poate fi transformat în combustibil. Rezervele sunt estimate pe baza unor ipoteze destul de conservatoare la 180 de miliarde de barili (peste 15% din rezervele mondiale de petrol).
Producția din câmpul Alberta este în plină expansiune și a atins 1 milion de barili pe zi în 2007. Producția țintă este de 2 milioane de barili pe zi în 2010 și 4 milioane în 2020. Dar procesul necesită o cantitate mare de gaz, aproximativ 30 m 3 pe baril produs . Pentru a atinge obiectivele din 2020, ar fi necesar să se utilizeze întreaga producție canadiană actuală de gaze (în detrimentul consumului industrial și intern), în timp ce depozitele canadiene sunt acum în declin și rezervele vor fi epuizate cu 8 ani. Este planificat să aducă gaze din Alaska, dar există probleme de cost (construcția conductei), iar câmpul de gaz care ar fi utilizat ar permite tratarea a doar 3 milioane de barili pe zi. Există, de asemenea, planuri de a construi o duzină de centrale nucleare pentru a suplini lipsa de gaze, însă, odată luată decizia, ar dura cel puțin un deceniu până când aceste centrale vor deveni operaționale.
Ulei extra greu din VenezuelaAl doilea depozit mare de petrol extra-greu se află în bazinul Orinoco . Petrolul exploatat în Venezuela este mai puțin dens decât cel al Canadei. În 2005, s-au produs aproximativ 0,5 milioane de barili pe zi. Dar situația țării încetinește exploatarea acestor zăcăminte care necesită mult capital și capacități tehnice (rafinare etc.) disponibile în principal în America de Nord.
Rezervări și perspectivePotrivit lui Pierre-René Bauquis, pe baza ipotezei că problemele de energie necesare pentru intrarea și emisia de CO 2rezolvate (utilizarea energiei nucleare etc.), rezervele exploatabile pentru aceste două țări ar fi în jur de 600 miliarde de barili distribuite în mod egal între aceste două țări. Totuși, conform aceluiași autor, producția totală de petrol din acest tip de zăcământ ar putea ajunge la șase milioane de barili pe zi în 2020 (8% din producția actuală) și la zece milioane de barili pe zi în 2050 odată cu creșterea. noi producători precum Rusia și China.
Șisturi oleaginoaseCele șisturile ulei contin kerogen , precursor ulei care nu a finalizat ciclul care transformă materia organică în ulei. Kerogenul poate fi transformat în petrol prin piroliză . Însă încercările de exploatare a acestor rezerve, care datează de mai bine de un secol, rămân astăzi în starea experimentelor pilot. Singura utilizare la scară industrială este utilizarea ca combustibil în centralele termice (70% din producția mondială din Estonia ).
Dezvoltarea rapidă a exploatării uleiului de șist în Statele Unite în anii 2010, datorită tehnicii de fracturare hidraulică, a făcut ca această țară să se ridice la rangul de producător mondial de petrol.
Procese de extracție încă experimentaleProcesele de extracție și transformare a petrolului experimentate astăzi se confruntă cu probleme legate de EOREI (energia utilizată / energie recuperată), poluarea și utilizarea intensivă a resurselor de apă. Cel mai cunoscut proces, implementat de compania Shell din Colorado, oferă o imagine de ansamblu bună.
Este un proces in situ , adică șisturile petroliere sunt transformate în ulei în zăcământ fără a fi extrase, ceea ce face posibilă recuperarea unei proporții mai mari din rezervele existente. Începem prin a izola zăcământul din apa subterană înconjurătoare înconjurându-l cu un perete de gheață creat prin forarea pe circumferința puțurilor adânci de zăcământ de 610 metri la fiecare 2 metri în care circulă un agent frigorific care determină coborârea apei. subsolului până la -50 ° C . În perimetrul astfel circumscris, puțurile sunt găurite la fiecare 12 metri în care sunt introduse sisteme de încălzire care aduc temperatura șistului la 340 ° C : aceasta se transformă apoi încet în petrol și gaz. Această încălzire trebuie menținută timp de aproximativ 4 ani. La sfârșitul acestei perioade, petrolul și gazul sunt pompate. Potrivit Shell, procesul are un EOREI între 3 și 4.
Rezervări și perspectiveRezervele mondiale de șist petrolier sunt estimate la 2.600 miliarde de barili de petrol potențial exploatabil (de două ori rezervele de petrol convenționale), din care jumătate se află în Statele Unite.
Potrivit PR Bauquis (în 2008), producția de petrol din șistul petrolier nu va putea furniza volume semnificative decât după 2020, cu o producție de 5 milioane de barili în 2050, recurgând probabil la energia nucleară și dacă ipotecile ar putea avea probleme de mediu să fie ridicat.
Uleiuri sintetice AgrocombustibiliDe biocombustibili , cum ar fi biodiesel și bioetanol produs din biomasă (deșeuri, cereale). Vorbim și despre biocombustibili , inclusiv despre combustibili din producții vii. În 2007, 22 de milioane de tone de biodiesel și bioetanol au fost produse în principal de Statele Unite (12 Mt) și Brazilia (11 Mt). Accelerarea bruscă a producției de agrocombustibili din Statele Unite din porumb a contribuit la creșterea prețului mondial al cerealelor și a dovedit că contribuția acestui sector prezintă riscuri pentru producția mondială de alimente și accesul la alimente pentru oameni. producția folosește reziduuri de trestie de zahăr și nu concurează cu lanțul alimentar). În plus, producția în masă de agrocombustibili este acuzată că a contribuit la accentuarea distrugerii pădurilor tropicale, a subminării biodiversității, precum și a calității solurilor și a apei din cauza monoculturii intensive și a utilizării terenurilor. ”Utilizarea inputurilor agro-chimice.
Prelucrarea cărbunelui și a gazelor naturaleCărbunelui și a gazelor naturale poate fi transformat prin procedeul Fischer-Tropsch , pentru a furniza uleiuri sintetice. Africa de Sud este principalul producător din acest sector, cu 0,16 milioane de barili pe zi produs din cărbune (cărbune la lichid) și 0,045 din gaz (GTL Gaz la lichid).
Recuperare terțiară pe câmpurile petroliere convenționaleRecuperarea terțiară a petrolului din câmpurile petroliere (EOR Enhanced Oil Recovery ) face posibilă creșterea ratei de recuperare a câmpurilor existente, utilizând procese tehnologice variabile pentru a reînvia producția din câmpurile în declin. Astăzi, recuperarea terțiară este utilizată la 2% din depozite. Principalul proces utilizat astăzi este injecția de abur fierbinte pentru subțierea uleiului și permiterea acestuia să migreze către fântâni. Specialiștii „optimiști” își dau multă speranță în îmbunătățirea tehnicilor de recuperare terțiară: câștigurile sperate fac parte integrantă din rezervele de petrol neconvenționale. Buna performanță a rezervelor în ultimele 3 decenii a fost parțial atribuită îmbunătățirii tehnicilor de recuperare terțiară, în mod eronat, potrivit geologului Laherrère. Conform celor din urmă, nu ar trebui să ne așteptăm nici la câștiguri semnificative din această tehnică în viitor.
Hidrat de metan este de metan prins în gheață. Această sursă de hidrocarburi este considerată inutilizabilă cu tehnologia actuală și nu este luată în considerare în prognozele pe termen mediu de producție a hidrocarburilor. Se găsește din abundență la fundul oceanelor și în permafrostul celor mai reci regiuni continentale ( Siberia , nordul Canadei). Proiectele pilot realizate de Japonia, printre altele, s-au dovedit până acum nereușite (concentrație scăzută de hidrați). Începerea producției ar putea elibera, de asemenea, cantități enorme de metan în atmosferă, contribuind la accelerarea încălzirii globale (metanul este de 20 de ori mai activ decât CO 2în acest domeniu). Este o sursă de hidrocarburi care rămâne astăzi foarte ipotetică.
Capacitatea de producție este volumul de petrol pe care toți producătorii îl pot produce folosind toate puțurile operaționale. Până de curând, producătorii luați în ansamblu (dar în special Arabia Saudită) aveau o capacitate de producție mai mare decât cea pe care a fost introdusă pe piață, ceea ce a făcut posibilă gestionarea creșterii și a coborârii cererii globale de petrol. Această marjă a scăzut practic la zero în 2007/2008. În ciuda existenței unor rezerve care reprezintă câteva decenii de consum, producția de noi câmpuri nu poate compensa creșterea cererii și scăderea producției din câmpuri mature:
Dacă determinarea vârfului de petrol mondial este un exercițiu dificil, având în vedere numărul de parametri care trebuie luați în considerare, vârful de petrol al producției unei țări generează în general mai puține controverse (cu excepția cazurilor specifice din anumite țări din Orientul Mijlociu) .).
În 2008, multe țări producătoare au trecut deja de vârful producției. Printre principalele putem cita Statele Unite (1970) (fostul cel mai mare producător mondial), Libia (1970) , Iran ( 1976 ) , Marea Britanie ( 1999 ), Norvegia ( 2000 ), Mexic (2005). La începutul anului 2008, singurele țări mari producătoare (dintre primele 30) care nu au depășit vârful de petrol erau Arabia Saudită (controversată), The Kuweit (controversată), The Irak , The Angola , The Algeria , și Kazahstan .
Se spune că producția celor mai mari patru câmpuri petroliere - Ghawar (Arabia Saudită), Cantarell (Mexic), Burgan (Kuweit) și Daqing (China) - a intrat acum într-o fază de declin.
| Principalele țări producătoare de petrol în ordinea descrescătoare a exporturilor lor (în milioane de barili pe zi) | |||||||
| Țară | Producție 2007 |
Exporturile | Cota de piață de export |
Data maximă de petrol |
Producția din 2008 planificată |
Evoluția producției |
Rezerve 2007 ( miliarde de barili ) |
| Arabia Saudită | 10.41 | 8 (est) | xx | 2008-2014 | 12 (2009) | 264.2 | |
| Rusia | 9,98 | 7 | xx | 2007-2015 | 79.4 | ||
| Emiratele Arabe Unite | 2,92 | 2.5 (2006) | xx | 5 (2014) | 97,8 | ||
| Iran | 4.44 | 2.6 | xx | 1974 | 5 (2010) | 138,4 | |
| Venezuela | 2,61 | 2.2 | xx | 1970 | 87 | ||
| Nigeria | 2, 36 | 2.15 | xx | 1979 | 4 (2010) | 36.2 | |
| Norvegia | 2.56 | 2 (est) | xx | 2001 | în declin | 8.2 | |
| Kuweit | 2,63 | 2.1 | xx | 2013 | 101,5 | ||
| Algeria | 2 | 1,84 (2006) | xx | 12.3 | |||
| Mexic | 3,48 | 1,79 (2006) | xx | 2003 | 12.2 | ||
| Irak | 2.15 | 1.6 | xx | 2018 | 115 | ||
| Angola | 1,72 | 1.5 | xx | 2016 | 1.7 | 2 (2010-2016) | 9 |
| Libia | 1,85 | 1.5 | xx | 1970 | 2 | 3 (2010-2013) | 41,5 |
| Kazahstan | 1,49 | 1.2 | xx | 39,8 | |||
| Qatar | 1.20 | 1.1 (est) | xx | 2004 | 27.4 | ||
| Canada | 3.41 | 1,02 | xx | 179 (2006) | |||
| Azerbaidjan | 0,87 | 0,7 | xx | 7 | |||
| Oman | 0,72 | 0,6 (est) | xx | 2000 | -7% | 5.6 | |
| Guineea Ecuatorială | 0,36 | 0,35 (estimat) | xx | 2 | |||
| Ecuador | 0,52 | 0,35 (2006) | xx | 2004 | scădea | 4.3 | |
| Sudan | 0,46 | 0,32 (2006) | xx | 1 | 6.6 | ||
| Columbia | 0,56 | 0,3 (est) | xx | -5% | 1.5 | ||
| Argentina | 0,70 | 0,28 | xx | 0,77 | 0,76 | 2.6 | |
| Ciad și Camerun | 0,28 | 0,25 | xx | > 2 | |||
| Malaezia | 0,76 | 0,25 (estimat) | xx | -13% | 5.4 | ||
| Congo | 0,22 | 0,2 | xx | 4.1 | |||
| Gabon | 0,23 | 0,2 | xx | 2 | |||
| Egipt | 0,71 | 0,2 | xx | 1987 | 4.1 | ||
| coasta de Fildes | 0,09 | 0,07 | xx | ||||
| Brazilia | 2.4 | 0 | 0 | 2.6 | 12.6 | ||
| Principalele țări producătoare și importatoare în ordinea descrescătoare a producției | |||||||
| Statele Unite | 6,88 | 0 | 0 | 1971 | 29.4 | ||
| China | 3,74 | 0 | 0 | 15.5 | |||
| Marea Britanie | 1,64 | 0 | 0 | 1999 | 3.6 | ||
| India | 1,04 | 0 | 0 | 1997 | 5.5 | ||
Cererea de petrol crește constant. Cererea din țările europene și din America de Nord sa stabilizat, dar crește puternic în alte părți, în special în China, India și țările exportatoare de petrol.
Energia (petrolul asigură 35%) contribuie până la 50% la formarea PNB mondial. Practic în toate sectoarele economice, produsele petroliere (materiale plastice etc.) au devenit esențiale și, în general, nu există înlocuitori. Combustibilii petrolieri reprezintă 97% din energia utilizată de transportul mondial, care joacă un rol vital în funcționarea economiei moderne. Agricultura este complet dependentă de petrol: îngrășăminte, insecticide, mașini agricole; randamentele agricole ridicate, care au făcut posibilă gestionarea creșterii puternice a populației mondiale, sunt aproape în întregime legate de utilizarea petrolului.
| an | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| consum | 76,8 | 77,7 | 79.1 | 81,8 | 83.1 | 83,8 | 84,9 | 84,5 |
| variație | + 1,2% | + 1,8% | + 3,4% | + 1,6% | + 0,8% | + 1,3% | -0,5% |
Până în prezent, principalii producători-exportatori au răspuns în general la creșterea cererii prin creșterea producției (în măsura în care au avut capacitatea de a face acest lucru) și prin accelerarea proiectelor de producție. Este probabil ca creșterea prețurilor și scăderea rezervelor să încurajeze acum unele dintre țările producătoare exportatoare să își limiteze producția sau, în orice caz, să nu încerce să țină pasul cu cererea prin accelerarea proiectelor de producție.
Geofizicianul Marion King Hubbert a sugerat în anii 1940 că producția unei anumite materii prime fosile, și în special a petrolului, a urmat o curbă în formă de clopot paralelă cu cea a descoperirilor, dar a rămas în timp. Această curbă, în special data la care producția va atinge vârful, volumul rezervelor totale și valoarea producției maxime atinse în momentul vârfului, ar putea fi dedusă din cantitatea de petrol deja extrasă și estimarea rezervelor totale. Curba atinge punctul maxim când aproximativ Jumătate din rezerve au fost exploatate.
În 1956, la o întâlnire a Institutului American de Petrol din San Antonio , Texas , Hubbert a prezis că producția globală de petrol din Statele Unite va atinge vârful în jurul anului 1970, înainte de a începe să scadă. S-a atins un maxim în 1971. Curba pe care a folosit-o în analiza sa este cunoscută sub numele de Curba Hubbert , iar timpul când atinge maximul (teoretic unic) este Vârful Hubbert . Din păcate, pentru această sugestie (care nu a fost niciodată teoretizată), producția americană a început să crească din nou în 2011. În general, curbele producției de petrol pentru o anumită țară nu urmează curba Hubbert. În special, Arabia Saudită nu seamănă cu asta.
Utilizarea contemporană a curbei HubbertMai recent, disponibilitatea resurselor de calcul personal a permis multor specialiști din domeniu să lucreze la problema petrolului de vârf la sfârșitul perioadei 1985-2000, care este foarte omogenă din punct de vedere economic.
Curba de skimming este un grafic care leagă volumul rezervelor descoperite de numărul de foraje de explorare finalizate (sau platforme de foraj în funcțiune). Este o modalitate indirectă de a deduce declinul unui depozit: atunci când acesta se termină, trebuie găsite mai multe găuri noi pentru a produce aceeași cantitate de petrol. Scăderea raportului dintre rezervele descoperite / numărul de puțuri pe o perioadă semnificativă indică faptul că probabilitatea de a descoperi noi rezerve în viitor este în scădere. Această curbă este în general utilizată la scara unui depozit.
Raportul rezervelor la producție (R / P) este raportul dintre volumul rezervelor de petrol și volumul consumului de petrol pe un an. Acum are aproape 40 de ani. În ciuda unui volum de descoperiri mai mic decât producția, acesta a progresat în ultimele decenii și a scăzut doar în ultimii ani. Evoluția acestui raport este unul dintre argumentele folosite de optimisti (rezervele cresc atunci când apare nevoia). Pentru pesimiști, evoluția raportului este distorsionată deoarece volumul rezervelor declarate nu a fost până recent informații bazate pe date tehnice. Pentru dr. Laherrère, raportul a scăzut din anii 1980. În plus, raportul nu ia în considerare creșterea regulată a consumului.
Diferitele organizații care au încercat să stabilească data vârfului de petrol nu au aceleași opinii cu privire la momentul în care ar trebui să înceapă declinul producției de petrol:
Creșterea consumului de petrol în China și India , legată de creșterea economică puternică a acestora , sugerează că producția nu va putea crește la fel de repede ca cererea în următorii ani.
În 2006, conform cifrelor de la Departamentul Energiei al Statelor Unite , producția mondială de țiței (și condens) a scăzut cu 200.000 de barili pe zi comparativ cu cea din 2005, în timp ce producția „tuturor lichidelor” (care include uleiuri neconvenționale precum etanolul) și uleiul din șisturile oleaginoase) au rămas stabile. În special, producția saudită a scăzut cu 8%.
Agenția Internațională pentru Energie este o organizație menită să coordoneze politicile energetice ale țărilor industrializate occidentale. Creat în 1974 la inițiativa Statelor Unite după primul șoc petrolier, acesta supraveghează sistemul pentru a atenua lipsa temporară și coordonează politicile energetice ale membrilor săi. AIE a fost unul dintre jucătorii „optimisti”: până de curând a negat existența petrolului de vârf. La sfârșitul anului 2007, însă, AIE a recunoscut că, până în 2015, scăderea câmpurilor aflate în prezent în producție (- 23,9 milioane de barili pe zi) și creșterea consumului de petrol în China și India (+ 13,6 milioane de barili pe zi) au impus o rată de creștere a producției de petrol care ar fi dificil de menținut (+ 37,5 milioane de barili pe zi). Luând în considerare proiectele în curs de dezvoltare, ar exista un deficit de 12,5 milioane de barili pe zi în acel moment pentru a satisface cererea dacă nu s-ar descoperi noi depozite și dacă nu s-ar lua măsuri de economisire a energiei.
În 2009, Agenția a susținut că o nepotrivire între cererea și oferta de petrol din 2010 ar putea introduce o „criză energetică” care ar compromite orice speranță de ieșire dintr-o „criză economică”, recunoscând astfel că problema „supra-consumului ar fi precedă (sau se adaugă la) cea a Uleiului de vârf, pe care ea recunoaște că nu o știe exact.
În 2010, raportul său anual plasează vârful petrolului în 2006, confirmând că producția de petrol nu va mai crește niciodată, dar „ar putea” rămâne la un nivel aproximativ stabil timp de încă treizeci de ani (adică până în 2035).
În octombrie-noiembrie 2018 , producția mondială a atins un nou record și perspectiva de vârf de petrol a fost amânată de AIE până în 2025, în ipoteza că boomul petrolier de șist din SUA va continua să compenseze declinul. Petrolul convențional până la acea dată.
Asociatia pentru Studiul Peak Oil and Gas (sau „ASPO“, în limba franceză: Asociația pentru Studiul de vârf de petrol și gaze) aduce specialiști împreună în ulei și lumea energiei, inclusiv mai multe geologi care au deținut funcții de răspundere în internaționale companiile petroliere. Asociația fondată de Colin Campbell și prezidată de Kjell Aleklett a fost creată pentru a alerta factorii de decizie și opinia publică cu privire la vârful de petrol iminent. Pledează pentru măsuri economice rapide, inclusiv conversia la energii alternative pentru a evita un colaps economic.
ASPO este purtătorul de cuvânt al „pesimiștilor”: conform analizei sale, previziunile de producție sunt supraevaluate atât din motive bursiere, cât și din motive politice. La începutul anului 2008, ASPO prognozează un vârf de petrol în jurul anului 2010 și un vârf de gaz în jurul anului 2020. În special, Jean Laherrère , membru fondator al ASPO, a studiat rezervele celor 20.000 de câmpuri petroliere din lume și prognozează vârful petrolului mondial între 2010 și 2020.
De la publicarea în 2005 a unui raport intitulat „ Peaking of World Oil Production: Impacts, Mitigation, & Risk Management ”, vârful petrolului a fost recunoscut oficial ca o problemă majoră de către Departamentul Energiei al Statelor Unite (Departamentul Energiei al SUA sau CĂPRIOARĂ). Acest raport este completat în mod regulat pentru a urmări progresul lucrărilor de cercetare pe acest subiect. Cunoscut sub numele de „Raportul Hirsch”, acesta spune: „Vârful producției mondiale de petrol pune o problemă fără precedent de gestionare a riscurilor pentru Statele Unite și pentru lume. Pe măsură ce se apropie vârful, prețurile petrolului și volatilitatea prețurilor vor crește dramatic și fără o atenuare adecvată, costurile economice, sociale și politice vor fi fără precedent. Există soluții viabile de atenuare atât pentru cerere, cât și pentru ofertă, dar pentru ca acestea să aibă un impact substanțial, acestea trebuie inițiate cu mai mult de un deceniu înainte de vârf. "
Concluziile raportului HirschRaportul Hirsch a ajuns la o serie de concluzii:
Raportul enumeră trei scenarii posibile:
Un raport al grupului de reflecție The Shift Project , comandat de Direcția Generală Relații Internaționale și Strategie (DGRIS) a Ministerului Forțelor Armate din Franța , concluzionează că producția totală de petrol a principalilor furnizori actuali ai Uniunii Europene riscă să stabiliți în cursul anilor 2030 la un nivel cu 10-20% mai mic decât cel atins în 2019, pentru lipsa unor rezerve suficiente pentru a compensa declinul producției existente, inclusiv luând în considerare o ipoteză ridicată cu privire la evoluția în Statele Unite a " producția de ulei de șist . În deceniul 2020, această producție ar putea rămâne la un nivel relativ stabil, cu 4-10% mai mic decât nivelul atins în 2019.
Organizația de petrol Exportatoare de țările (OPEC) a fost creată în 1960 la inițiativa Șahului Iranului și Venezuela pentru a compensa scăderea prețului unui baril (mai puțin de 5 dolari SUA la momentul respectiv ). Principalul său obiectiv este de a coordona politicile de producție ale membrilor săi prin stabilirea de cote, pentru a menține prețul petrolului. Unele țări exportatoare nu fac parte din organizație: acestea sunt Rusia, Norvegia, Mexic, Canada și Sudan.
Companiile petroliere internaționale au fost mult timp principalul actor pe piața petrolului. După naționalizarea producției de petrol de către principalele țări producătoare, ponderea lor în producție a devenit o minoritate. Cele 7 companii principale care au realizat 62% din producția mondială în 1971 o desfășoară astăzi 15% și dețin 3% din rezerve.
Producția de petrol este acum în mare parte în mâinile companiilor naționale: Aramco pentru Arabia Saudită , Pemex pentru Mexic , etc. . În general, aceștia au o poziție extrem de optimistă , cum ar fi CEO-ul Aramco, care a estimat în 2008 că vârful petrolului nu a fost o preocupare și că până în prezent s-au folosit mai puțin de 10% din rezerve.
| Temă | Optimisti | Pesimisti |
|---|---|---|
| Rezerve | Rezervele declarate de producători sunt fiabile | Rezervele, în special cele ale OPEC, sunt supraestimate și nu corespund rezervelor tehnice. |
| Impactul progresului tehnic | Evoluția din ultimele decenii a coeficientului R / P (rezervele mondiale de petrol împărțite la producția anuală) dovedește indirect că industria petrolieră reușește să amâne în mod regulat termenul limită. | Coeficientul R / P a fost mult timp subevaluat deoarece rezervele declarate nu corespundeau rezervelor tehnice. Acum este supraestimat deoarece unele țări declară rezerve pe care nu le au atât din motive politice, cât și din motive financiare. |
| Impactul prețului | Creșterea prețului petrolului face profitabile noile depozite sau permite prospectarea mai aprofundată, ceea ce permite în cele din urmă menținerea rezervelor. | Depozitele care devin accesibile datorită creșterii prețului barilului sunt din ce în ce mai mici, iar rezervele descoperite tind să devină marginale. |
| Ponderea uleiului neconvențional | Uleiul neconvențional va prelua treptat din uleiul convențional | Petrolul neconvențional va reprezenta întotdeauna doar o mică fracțiune din consumul curent: necesită investiții uriașe, EROEI-ul său este adesea foarte scăzut, din diverse motive, în ciuda dimensiunii mari a rezervelor, producția acestui tip de petrol se va reduce. Majoritatea sectoarelor neconvenționale ale petrolului sunt foarte poluante (emisii semnificative de CO 2, consumul de apă, emisia de mutageni și cancerigeni) și intră în conflict cu obiectivele de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră. |
| Șisturi oleaginoase | Planeta are rezerve uriașe de șist petrolier care, odată perfecționate tehnicile, vor permite producerea unor cantități semnificative de petrol. | Experimentele pilot nu au avut până acum succes. EROEI este rău și poluarea foarte importantă. În plus, debitul produsului este foarte mic. |
| Hidrat de metan | Planeta are rezerve enorme de hidrați de metan care, odată perfecționate tehnicile, vor permite producerea unor cantități semnificative de petrol. | Hidratul de metan este prea dispersat pentru o utilizare viabilă. Colectarea sa ar putea duce la o catastrofă climatică prin eliberarea unor cantități mari de metan în atmosferă. |
| Descoperiri | Arctica și marea adâncă au fost explorate doar superficial și dețin rezerve semnificative | Rezervele potențiale sunt mai mult sau mai puțin cunoscute și vor reprezenta doar o contribuție marginală. Dezvoltarea acestor depozite necesită investiții gigantice și sunt pentru Arctica dincolo de capacitățile noastre tehnice actuale. Uleiul produs va fi foarte scump. |
| Rata de recuperare | Tehnicile vor progresa și vor permite recuperarea unei rate crescânde de petrol în câmpuri (astăzi 35%). Acest coeficient a crescut semnificativ și în trecut. | Creșterea ratei de redresare în ultimele decenii este discutabilă (este mai degrabă o convergență între rezervele oficiale și rezervele tehnice). Rata recuperării depinde în esență de geologie, iar progresul tehnic are un impact redus. Rata recuperării tehnice nu crește cu greu: am ajuns deja la limita a ceea ce putem face. |
11 februarie 2006, Kenneth Deffeyes, profesor la Universitatea din Princeton și expert în petrol care a lucrat printre alții pentru Shell , anunță că pentru el vârful petrolului a fost atins în decembrie 2005, cu 1000 de miliarde de barili produse de la începutul erei petrolului.
Pentru unii specialiști ( Jean Laherrère ), petrolul de vârf ar putea lua forma unui platou „din ondulat” caracterizat de prețuri haotice asociate cu cicluri de recesiune economică.
„În ceea ce privește petrolul convențional, suntem în prezent pe un platou, care se manifestă printr-o fluctuație semnificativă a prețurilor legată de incertitudinea ofertei viitoare în fața cererii tot mai mari. "
- Kjell Aleklett, președinte ASPO
Saudi Sadad Al-Husseini, fost șef de explorare la Saudi Aramco , și-a adus propriul punct de vedere în 2007: pentru el producția de petrol a atins apogeul și până în jurul anului 2020 producția va rămâne aproape aproape stabilă. „Deci este mai mult un platou de producție decât un vârf. „ După aceea, el prezice o scădere destul de accentuată a producției. El estimează, de asemenea, că rezervele mondiale sunt supraestimate cu aproximativ 300 de miliarde de barili (zece ani de producție) și că marile câmpuri din Orientul Mijlociu au livrat deja 41% din rezervele inițiale (până la mijlocul anului 2007). Aceste estimări sunt apropiate de cele furnizate timp de câțiva ani de ASPO, dar confirmarea lor de către o personalitate care a ocupat funcții manageriale în cadrul companiei naționale saudite este o premieră.
În 2007, producția zilnică de petrol a fost de ordinul a 81,53 milioane de barili (cu excepția uleiului sintetic), ceea ce o plasează la același nivel cu cei doi ani anteriori, o parte din petrolul de vârf. Dar, deși unii consideră că vârful producției globale a fost deja atins, alții cred că vârful va avea loc între deceniile 2010 și 2040, cu o valoare cuprinsă între 90 și 120 de milioane de barili pe zi. Aceste variații considerabile sunt explicate de evaluări divergente efectuate de specialiști cu privire la parametrii principali:
În plus, mai mulți factori exogeni pot juca un rol crucial:
Astăzi, controversa a trecut parțial la măsurile care trebuie luate în domeniul economic pentru a se pregăti pentru viitorul declin al producției de petrol.
Conștientizarea vârfului de petrol și mai ales a apariției globale a perioadei descrescătoare a curbei, cea a epuizării , impune o redefinire generală a modului de viață indus de petrolul ieftin a cărui producție a fost constant blocată în raport cu nevoile.
Cei mai pesimisti Consideră că vor exista mai multe crize succesive grave, care vor fi șocuri geologice (conștientizarea finitudinii rezervelor), economice (sfârșitul petrolului ieftin), apoi sociale (schimbările necesare pentru rezolvarea dependenței) . Petrol ) , ducând la o probabilitate destul de mare de tensiuni sau conflicte internaționale.
Ar fi nevoie de 20 de ani pentru a se pregăti pentru epuizarea petrolului .
"Întreabă-l pe un director executiv din industria petrolieră cât va dura până vor trăi cei doi miliarde de indieni și chinezi ca un francez actual". Înainte de orice răspuns, veți râde grozav. "
„Dacă nu creștem prețul energiei, ne îndreptăm direct către o dictatură. "
- Marcel Boiteux , director EDF din 1967 până în 1987
„Tehnologia nu mărește rezervele, tehnologia golește bine mai repede. "