L’approche éco-intelligente du solar sharing (« to share », partager) consiste à utiliser une même surface pour les productions végétale et photovoltaïque. La surface agricole est ainsi doublement valorisée. La ferme solaire est perchée à environ 2 mètres 50 au dessus du sol et l’on peut cultiver en dessous.

Le principe de la Milpa, version écotechnologique

De nombreuses espèces végétales se développent en effet très bien dans des conditions de semi-ombre car leur point de saturation de la photosynthèse est bas. C’est le cas des choux, laitues, épinards, pommes de terre, betteraves, fraises, pois, haricots, radis, betteraves, navets, rutabagas et autres topinambours.

Les panneaux peuvent être espacés de manière intelligente afin de laisser passer la quantité de lumière optimale pour les espèces végétales cultivées. Les Mayas, dans l’actuel Mexique, cultivaient le haricot et la courge sous le maïs, une pratique appelée « Milpa » ou « technique des trois sœurs ». Elle permet de réduire les volumes d’arrosage et d’augmenter la production des trois espèces. Dans le cas du solar sharing, les structures porteuses des panneaux solaires peuvent servir de tuteurs pour les plantes grimpantes, comme le pois et le haricot.

Les projets de solar sharing se sont répandus de manière virale au pays du soleil levant suite à la catastrophe nucléaire de Fukushima en 2011.

Nagasaki mon amour

Ukujima, tout au nord de l’archipel de Goto, préfecture de Nagasaki, est une île de 24 kilomètres-carrés dont la densité démographique est de 83 habitants par kilomètre-carré (contre 112 en France).

Le projet prévoit l’installation d’1,7 million de panneaux solaires Kyocera à base de silicium totalisant une puissance crête de 430 MW sur une surface agricole de 6,3 kilomètres-carrés. Soit le quart de la surface de l’île.

La production prévue est de 0,5 TWh par an ce qui permettra de répondre à la demande électrique de 140.000 foyers japonais standards. Elle sera exportée par 60 kilomètres de câble sous-marin vers la ville de Sasebo qui compte 261.000 habitants, soit l’équivalent de la population de la ville de Nantes.

Ce grand projet, en plus du groupe Kyocera, implique d’autres entreprises : Photovolt Development Partners Gmbh, Kyudenko Corporation, ORIX Corporation et Mizuho Bank Ltd.

C’est sur une autre île japonaise, Okinawa, qu’a été construite la première STEP à eau de mer du monde, un système de stockage de l’énergie utilisé aussi par l’île Canarienne d’El Hierro dans le cadre de son projet d’autonomie énergétique.

Des moutons à l’abri des caprices de la météo

Le grand projet solaire d’Ukujima va permettre de vitaliser l’activité agricole de l’île. Selon le site spécialisé SolarSharing, cette approche permet au Japon de multiplier par 10 les revenus des maraîchers.

En Allemagne plusieurs fermes solaires sont couplées à l’élevage de moutons. Les éleveurs ont remarqué que la présence des panneaux améliore la santé de leur cheptel car ils leur servent d’abri contre la pluie, le vent et le soleil.

Une autre façon d’économiser les surfaces consiste à réaliser des fermes flottantes sur des plans d’eau douce. « Notre système peut être installé sur des anciens lacs de carrières, des bassins écrêteurs de crues et d’irrigation, des réservoirs d’eau potable ou encore des bassins industriels pollués et des terrains inondables » explique Alexis Gaveau, directeur de la PME Ciel et Terre, spécialiste français de cette technologie.

En France le pré-projet de loi sur la transition énergétique envisage de soutenir « le déploiement de nouvelles centrales au sol (sans préjudice sur les terres agricoles).» Le modèle japonais du solar sharing et l’innovante technologie du solaire flottant permettent précisément d’éviter tout préjudice.

La production de 500 millions de kWh par an prévus au niveau de la ferme solaire d’Ukujima correspond à 2,5% de la demande électrique de la Bretagne, première région agricole française où 225 kilomètres-carrés sont utilisés pour la culture du choux-fleur, 89 pour le petit pois, 35 pour le haricot, 23 pour les épinards et 20 pour les pommes de terre, plantes adaptées au solar sharing.

A Ukujima, une partie de la surface de la ferme solaire sur pilotis sera utilisée pour cultiver des plantes destinées à l’alimentation du bétail, comme par exemple l’avoine et d’autres graminées.

Un marché en forte croissance à l’échelle globale

Le Japon a installé 7 GW de solaire PV durant la seule année 2013. Contre 0,6 GW en France. Afin de réduire la pollution de l’air néfaste à la santé humaine la Chine a comme objectif de parvenir à une puissance PV cumulée de 70 GW dès 2020.

Les USA, sous l’impulsion du milliardaire Elon Musk, vont de leur côté construire une grande usine capable de produire 1 GW de panneaux solaires de haute qualité par an, puis une série de giga-usines d’une capacité de 10 GW/an.

A l’échelle mondiale 38 GW ont été installés en 2013 selon l’EPIA, l’Association Européenne de l’Industrie Photovoltaïque, ce qui a permis d’atteindre une puissance cumulée de 140 GW. 57 GW de nouvelles capacités seront installées durant l’année 2014 selon le cabinet spécialisé IHS. A ce rythme le seuil des 300 GW pourrait être franchit dès 2016, délivrant alors une quantité d’électricité équivalente aux 63 GW électro-nucléaires français, le second parc nucléaire le plus important du monde après celui des USA (104 GW).

Séduit par une idée d’Eicke Weber, président de l’institut Fraunhofer à Freiburg, le président de la République François Hollande envisageait en 2013 la construction d’un « airbus du solaire » franco-allemand. Ni l’Asie ni l’Amérique n’attendront l’Europe sur cet énorme marché d’avenir.

En savoir plus :

• Le communiqué du groupe Kyocera

Olivier Daniélo

Par Hubert Blatz, dessinateur

De  nombreuses théories basées sur les équations d’épuisement de certains champs de pétrole sur le modèle californien ont fait florès ces dernières années en annonçant la fin imminente de la ressource pétrolière mondiale.

Or il apparaît, à ce jour, que grâce aux investissements massifs de l’industrie pétrolière, motivée par les prix rémunérateurs, et grâce aux succès d’exploitants américains dans l’extraction de gaz non conventionnels, que  les ressources mondiales en hydrocarbures sont de nature à pouvoir satisfaire une demande mondiale de produits pétroliers en progression, tirée vers le haut  par les consommations asiatiques. En effet, l’extraction des gaz dont on récupère les condensats (« gaz humides ») contiennent une part importante d’hydrocarbures assimilables à du pétrole léger.

Cet apport de « liquides » sous-produits de l’extraction des gaz, explique pour une large part les progrès rapides réalisés dans l’extraction de pétroles légers aux Etats-Unis (Fig.1) qui implique la poursuite des importations de pétroles lourds ou de bitumes canadiens nécessaires aux raffineries américaines qui produisent et exportent de larges quantités de gazole. Les Etats-Unis vont devenir le premier producteur mondial de pétrole mais ils devront toujours importer du pétrole lourd pour alimenter leurs raffineries.

• Figure 1 : Historique et projection des  productions américaines de pétrole par types de densité API (« American Petroleum Institute ») selon l’EIA

L’annonce réaliste d’un  pic de production de pétrole (« peak oil ») aurait dû  reposer sur l’évaluation la plus rigoureuse et exhaustive possible des « réserves ultimes » qui devraient être connues dans quelques siècles, si l’humanité exploite encore la ressource, quand seront extraits du sous-sol les derniers barils de pétrole et de condensats de gaz.

Cette annonce, largement vulgarisée et commentée durant la dernière décennie, était d’évidence prématurée. Cette incohérence provient essentiellement du fait que les promoteurs de ce « stress écologique » ne prenaient en compte que les seules réserves « classiques » de pétrole et oubliaient de comptabiliser toutes les autres formes d’énergies fossiles et de biomasse qui par le progrès technologique peuvent conduire à l’élaboration de carburants ou d’intermédiaires de synthèse.

Pourtant cet inventaire beaucoup plus exhaustif, tenant compte du coût de la ressource,  avait été réalisé par certains comme en atteste la très importante figure 3.

• Figure 2 : Ressources ultimes estimées (Source IEA. dans EIA Meeting “the world’s demand for liquid fuels” April 2009-Slide N° 11) Consulter la publication

Les divers rectangles de la figure 2 représentent, sur l’axe horizontal, les réserves ultimes estimées en milliards de barils en fonction les coûts de productions mini et maxi, en dollars 2008, sur l’axe vertical. Sont représentés respectivement de la gauche vers la droite du graphique :

• Jaune : les quantités de pétrole cumulées extraites et consommées au jour de la publication depuis le XIXème siècle, de l’ordre de 1100 milliards de barils, (sur la base de 75 millions de barils/jour la consommation annuelle de pétrole brut se situe autour des 27 milliards de barils par an). Il faudrait actualiser ces consommations cumulées autour des 1200 milliards de barils aujourd’hui.
• Rose : les réserves à bas coûts encore exploitables au Moyen-Orient et en Afrique du Nord (MENA)
• Rouge : les autres réserves exploitables de pétrole conventionnel dans le monde,
• Bleu pâle : les progrès d’extraction par injection de CO2 qui fluidifie le pétrole (EOR : « enhanced oil reserve »). Une des voies d’avenir, économiquement acceptable, du piégeage du gaz carbonique, rentabilisée par l’accroissement du taux d’extraction du pétrole.
• Bleu : les réserves en eaux profondes et ultra-profondes.
• Jaune : les EOR classiques, récupérables par injection d’eau.
• Rose : les réserves estimées de l’Arctique.
• Rouge Orangé : les huiles lourdes et sables bitumineux
• Orange : les huiles de schistes (shales) dont une part des condensats de gaz de schistes exploités aujourd’hui.
• Parme : la conversion d’une partie des réserves de gaz naturel en liquides par le procédé Fisher Tropsch (GTL) ou autre variante (MTG) par la voie méthanol.
• Marron bistre: la conversion d’une partie de charbon en liquides (CTL) soit par le procédé Fischer Tropsch dont le leader historique, depuis le milieu du XXéme siècle, est le sud-africain Sasol, soit par une variante, mise au point par Mobil, et  qui utilise l’intermédiaire méthanol (MTG ou « methanol to gasoline).

Il manque dans ce superbe graphique des ressources ultimes la part des biocarburants classiques qui devraient majorer de quelques pourcents toutes les réserves en proportion des biocarburants ajoutés à l’essence et au gazole rapportées aux productions totales de produits pétroliers. A ce jour les 2,5 millions de barils de biocarburants utilisés annuellement représentent, en volumes,  2,5/91= 2,7% de l’ensemble des produits pétroliers consommés dans le monde.

Il manque aussi la conversion possible de la biomasse en liquides par procédé Fischer Tropsch (BTL) ou sa variante au méthanol qu’on peut imaginer couplée avec la conversion du charbon et qui majorerait de 5 à 10% le pavé CTL. Enfin l’auteur ne mentionne pas les hydrates de méthane dont certains essais d’exploitation sont actuellement en cours à l’Est du Japon dans la fosse de Nankai  et aux Etats-Unis (dans le Golfe du Mexique et en Alaska. Les ressources d’hydrate de méthane sont estimées à ce jour aux environs de 1700 Tcf (48 000 milliards de m3).

Ce précieux graphique des ressources ultimes estimées en fonction des prix méritera d’être régulièrement actualisé et conduira probablement à des ressources ultimes accrues, ne serait-ce qu’en raison de l’accroissement général des prix de la ressource qui rend de nouveaux procédés rentables. Je pense, en particulier, au recyclage du CO2 mélangé au méthane qui sera abordé plus loin.

Ces réserves ultimes dépendent des prix du baril qui déterminent la rentabilité des opérations et donc leur mise effective en exploitation de tel ou tel procédé. Aujourd’hui, par exemple, la disponibilité de larges ressources de gaz (du North Field au Qatar ou extraites des schistes aux USA) ainsi que les prix des produits pétroliers comme le gazole rendent  la conversion des gaz en liquides (GTL) rentable et donc industriellement exploitable.

Pour mémoire les cours du gazole (« diesel ») pilotés par les consommations européennes sont internationaux et se négocient autour des 3 dollars le gallon ou 3×42=126 dollars le baril.

Ces réserves ultimes furent annoncées par certains, pour le seul pétrole conventionnel, autour des 2000 milliards de barils qui représentaient le double des extractions passées qui ont franchi les 1000 milliards de barils (Fig.2, petit rectangle jaune à l’extrême gauche du graphique).

Cette valeur de 2000 milliards, à l’exclusion volontaire et politique de toute autre ressource, était parfaite pour expliquer que les extractions cumulées arrivaient au point d’inflexion de la sigmoïde qui les représente en fonction du temps, point d’inflexion où la vitesse d’extraction de la ressource, dérivée de la courbe,  passe par un maximum : le peak-oil. Mais voila, aujourd’hui les géologues les plus avertis estiment ces ressources ultimes, hors divers procédés de synthèse mais en incluant les condensats de gaz, autour des 4000 à 6000  milliards de barils.

Les ressources pétrolières mondiales  sont régulièrement estimées par l’USGS américaine. Constituées des ressources des champs en exploitation, d’une estimation de croissance de ces réserves récupérables et d’une estimation statistique, bassin par bassin, des ressources restant encore à découvrir, elles demandent à être pondérées en fonction de la probabilité de réalisation de ces estimations. L’USGS publie des valeurs estimées proches d’une probabilité de 50% d’occurrence. Ces réserves, malgré les productions, croissent au cours du temps en raison des progrès techniques constants dans l’exploration et la production. (Figure 3) du pétrole et du gaz naturel.

• Figure 3 : Résumé des ressources ultimes de produits pétroliers estimées (hors procédés de synthèse) par l’USGS au cours des trente dernières années (publication OPEP). La progression des quantités estimées traduit l’approfondissement des connaissances géologiques et les progrès technologiques d’exploration et de production dans un cadre d’accroissement continu des prix du baril.

A l’échelle des temps géologiques cette différence entre 2000 milliards et 4000 ou 5000 milliards de barils est bien sûr négligeable. Mais cela repoussera le plateau de production  inexorable de quelques décennies (2000 milliards de barils de plus mobilisables au rythme actuel des extractions de 100 milliards de barils tous les quatre ans représentent dans les 40 ans de répit supplémentaire avant de voir les extractions cumulées atteindre la moitié des réserves ultimes estimées), ce qui donnera le temps nécessaire à l’économie mondiale pour s’adapter sérieusement aux nouvelles contraintes énergétiques qui seront essentiellement financières, en permettant de mettre en place progressivement et à grande échelle la production de biocarburants à partir de biomasse et la synthèse de produits raffinés à partir de gaz naturel, de charbon enrichi de biomasse et autres lignites ou de CO2.

Les productions d’hydrocarbures deviennent de plus en plus complexes. Outre les champs de pétrole traditionnels dont l’Arabie Saoudite, leader de l’OPEP, est la porte parole mondialement reconnue, de nombreuses autres ressources accompagnées par des progrès techniques déterminants sont apparues ou sont devenues exploitables durant ces dernières décennies. Citons pour mémoire les ressources offshores ultra-profondes de l’Ouest de l’Afrique, du Golfe du Mexique ou au large du Brésil. Citons les huiles lourdes de l’Orénoque et les sables bitumineux canadiens.

Sans oublier l’Est de l’Afrique  nouvelle région de l’exploitation pétrolière. De même l’exploitation des gaz de schistes américains illustre qu’après quelques décennies de prospection systématique et de compréhension structurelle fine du sous-sol les mêmes types de ressources pourront être exploités en Amérique du Sud, en Chine, en Russie ou en Afrique. Certains de ces gaz sont peu chargés en hydrocarbures liquides (gaz secs) ; c’est le cas par exemple des gisements d’Haynesville au Texas et en Louisiane, d’autres champs produisent de larges quantités de condensats comme le gisement de Bakken dans le Nord-Dakota ou plus récemment celui d’Eagle Ford dans le Texas.

Il est possible de quantifier cette propriété de produire des condensats par le rapport entre les productions de pétrole exprimées en barils par jour et celles de gaz exprimées en milliers de pied-cube. Ce  rapport, aux Etats-Unis  varie de quasiment zéro pour Haynesville à 0,88 baril par millier de pied-cube pour Bakken (Fig 4) ce qui représente dans les 4 litres de condensats par mètre cube de gaz extrait. Cette caractéristique peut expliquer, pour des raisons économiques évidentes, la décroissance observée des productions de Haynesville et la croissance de celles de Bakken dont une partie des gaz est brûlée par torchage (« flaring »).

• Figure 4 : Principaux gisements de gaz de schistes aux Etats-Unis et leurs ratios (2013) d’extractions de condensats par rapports à celles de gaz en baril par millier de pied-cube

Les croissances américaines des productions de gaz naturel et de condensats dont une part est assimilable au pétrole étaient imprévisibles quelques années auparavant (Figure 5).

• Figure 5 : Etats-Unis, productions de gaz et de pétrole à partir de divers gisements non conventionnels (EIA, MARS 2014)

Quand à La France précautionneuse et incompétente,  elle s’est  fixée, de par la loi, une interdiction, de fait, de prospecter ces ressources. Et pourtant, ses importations nettes de gaz naturel représentaient, d’après les Douanes Françaises, sur 12 mois à fin Avril 2014, la rondelette somme de 14 milliards d’euros. L’intégration de cette dépense extérieure au sein de l’économie de notre pays en accroitrait à coup sûr la richesse, même si des précautions de Sioux et certaines restrictions locales devraient impérativement être mises en œuvre pour protéger notre environnement.

• Une voie d’avenir : les procédés GTL

Dans le champ de la synthèse des produits pétroliers liquides, il est indispensable de  noter l’importance de la conversion des ressources de gaz en gazole et autres dérivés du pétrole. La formidable avancée du Qatar dans la synthèse de produits raffinés à partir de ses énormes réserves de  gaz  dans sa nouvelle unité d’Oryx développée avec Shell et Sasol qui apporte sa technologie et ses catalyseurs à base de Cobalt est exemplaire. Cette réalisation qui produit plus de 32000 barils par jour de produits pétroliers conduit à assimiler une partie des réserves de gaz dans le monde à de futures ressources pétrolières.

Outre la présence de Sasol en Louisiane, dans la région du Lac Charles, avec de vastes projets de conversion de gaz en liquides qui pourraient atteindre les 96 000 barils/jour en deux tranches d’investissements, doivent être notés divers projets aux USA (exemple de Pinto Energy dans l’Ohio) ou en Afrique (projet Escravos au Nigeria future copie de l’unité Oryx au Qatar).

De quoi chambouler le bilan des ressources ultimes de pétrole (Figure 1).

Le procédé GTL (Figure 3) repose sur la production par reforming du gaz et production d’hydrogène d’un mélange CO et H2 ad hoc. Ce mélange est transformé par le procédé Fischer Tropsch en paraffines qui sont ensuite isomérisées par hydrocracking pour produire en final du gazole, du naphta et divers gaz comprimés liquides.

• Figure 6 : GTL-Procédé ORYX au Qatar

D’après Sasol 10 mille pied-cube de gaz conduisent par le procédé GTL à un baril de produits raffinés comprenant 75% de gazole, 20% de naphta et 5% de gaz comprimés liquides. En d’autres termes il faut autour des 280 m³ de gaz naturel pour obtenir un baril de produits finis par un procédé GTL (283 m3 par calcul).

Ces quelques exemples montrent que l’exploitation des ressources pétrolières de demain traitera une multiplicité de matières premières (pétroles traditionnels, sables bitumineux, huiles lourdes, gaz humides ou secs) selon divers procédés  allant du raffinage traditionnel aux procédés Fischer Tropsch de synthèse de paraffines à partir de mélanges CO et H2 d’origines diverses (gaz, charbon, biomasse, résidus divers).

Ces procédés seront également de nature à valoriser des gisements de gaz naturel riches en CO2 comme le montrent des essais sur équipements pilotes au Japon. Le CO2  combiné au méthane, pourra devenir un part des ressources de procédés Fischer-Tropsch évolués selon le schéma :

Il y a là, de toute évidence, une nouvelle voie pour valoriser les ressources de gaz naturel riches en CO2 ou pour recycler le CO2 lui même.

Les biocarburants en parallèle, sous l’effet des prix des produits pétroliers, verront leur pertinence économique s’accroitre et leurs volumes de production progresser avec la biosynthèse d’isobutanol, moins polaire que l’éthanol, plus soluble dans l’essence et source d’isobutylène puis de plastiques « bio », en lieu et place d’éthanol. L’américain GEVO est une des industries pionnières dans ce domaine.

La teneur en butanol pourra atteindre 16% en volume dans l’essence.

Une telle teneur en alcool remplacera en énergie 13,6% d’essence, alors qu’aujourd’hui les 10% d’éthanol  mélangés à l’essence ne remplacent énergétiquement que 6,8% d’essence. La composante énergétique du biocarburant dans le mélange carburant pourrait  donc doubler en passant du mélange à l’éthanol E10 à celui au butanol B16.

Il faut également citer la remarquable biosynthèse de terpènes (tel que le farnésène, terpène insaturé en C15) et, après hydrogénation,  de kérosène ou de gazole à partir de sucres par le procédé Amyris conduisant à des produits de fortes valeurs ajoutées. Dans son usine Brésilienne, John Melo dirigeant d’Amyris revendiquait en Octobre 2013 avoir su produire un million de litres de farnésène en 45 jours, preuve récente de la maîtrise industrielle du procédé.

Un des objectifs d’Amyris, avec la collaboration du pétrolier Total, est de savoir par la voie directe « sugar to hydrocarbon » (DSHC)  produire un kérosène bio, satisfaisant les normes ASTM, et  qui devrait alimenter en carburant dès 2014, les vols d’une  compagnie d’Amérique Latine.

Parmi les grands acteurs de  la valorisation des biocarburants il est indispensable de citer également le pétrolier finlandais Neste Oil qui a commercialisé 411 mille tonnes de biodiesel durant le deuxième  trimestre 2013. Ce pétrolier estime une demande mondiale autour des  21 millions de tonnes en 2012 et projette cette demande à 35 millions de tonnes de biodiesel en 2020. Son procédé repose sur l’hydrogénation catalytique de graisses animales ou d’huiles végétales diverses (palme, soja, colza, maïs, etc.) et de résidus oléagineux de production de ces huiles. Ce procédé conduit à du propane et des chaînes aliphatiques par la suite isomérisées par hydrocracking pour produire des mélanges carburants tels que du gazole (figure 7).

• Figure 7 : Schéma du procédé Neste Oil d’hydrogénation catalytique des corps gras (huiles et graisses) en propane et paraffines

Neste oil s’est associé à Dong Energy pour essayer de diversifier ses ressources de matières premières par une intégration dans les voies de biologie synthétique conduisant des sucres cellulosiques à des huiles.

Par Raymond Bonnaterre

Progression remarquable en une décennie qui pour des raisons à la fois financières de couverture,  physiques de déplétion des extractions et  géopolitiques devrait se poursuivre (Figure 1) sous le contrôle d’un Cartel puissant, dirigé par l’Arabie Saoudite : l’OPEP.

• Figure 1 : Cours du baril de Brent en dollars courants et projection au-delà de 2020  de la courbe de corrélation quadratique

Ces cours durant les dix dernières années ont été soutenus en raison de divers paramètres qui déterminent les cours du pétrole. 

Un paramètre financier supporté par le NYMEX à New York, l’ICE à Londres et maintenant le Dubai Mercantile Exchange (DME) marchés de dérivés sur lesquels s’échangent de très grandes quantités de papiers indexés sur les cours du pétrole ou de ses produits raffinés. Ces papiers dont les volumes traités excèdent largement (cent fois ou plus) les volumes physiques de produits échangés, présentent une taille financière suffisante et permettent essentiellement aux acteurs financiers de se couvrir contre la baisse des cours du dollar américain, maintenus volontairement bas par la politique monétaire de la Federal Bank.

La croissance rapide et récente du DME illustre cet attrait des dérivés du pétrole.

Une caractéristique physique de l’exploitation pétrolière qui est la déplétion des flux d’extraction de pétrole au cours du temps. Cette baisse des flux d’extraction en l’absence de toute action d’amélioration de l’exploitant est de 4% à 5% par an.

• Figure 2 : Impact majeur de la déplétion des extractions de pétrole sur les besoins de ressources nouvelles

Partant des 92 millions de barils par jour de produits raffinés et autres biocarburants produits en 2013, en appliquant une déplétion des ressources pétrolières de 4,5% par an il apparait que les puits exploités en 2013 ne conduiraient qu’à des productions de 40 millions de barils par jour de produits raffinés en 2030 (FIG.X, courbe bleue). Compte tenu d’une hypothèse de croissance linéaire des consommations de 0,8 million de barils par jour il ressort (FIG.X, courbe noire) qu’il faudra dès 2017 avoir développé les ressources de pétrole, de condensats de gaz et de biocarburants nécessaires et suffisantes pour produire 20 millions de barils nouveaux de produits raffinés. En 2030 il faudra avoir développé de nouvelles ressources après 2013 pour assurer plus de 60 millions de barils nouveaux par jour.

L’exploitation pétrolière nécessite des prix du baril et des produits raffinés permettant aux acteurs d’investir dans le maintient et la progression raisonnable des flux d’extraction ou dans la mise en place des nouveaux procédés de synthèse.

Toute baisse intempestive des cours ou toute autre cause de baisse de rentabilité des opérations (taxes nouvelles, augmentations des prestations de services, etc.) qui mettrait en péril ces investissements, annoncerait une crise pétrolière rapide par manque de ressources.

De  nombreux débats agitent les milieux économiques américains concernant l’influence des cours du baril de pétrole local (WTI) sur la rentabilité et sur le rythme d’extraction de certains gaz de schistes « humides ». Il semblerait en 2014 que des cours du baril WTI américain supérieurs à 100 dollars soient suffisants pour assurer une rentabilité acceptable aux extractions de gaz de schistes « humides » américains. L’autre point clé économique potentiel de ces activités américaines repose sur une éventuelle décision politique d’autoriser largement les exportations de GNL vers l’Asie ou l’Europe.

• Un paramètre géopolitique essentiellié à la localisation d’une large partie des réserves mondiales de pétrole et de gaz au Proche et Moyen Orient ainsi qu’en Afrique du Nord. Ces régions souvent dominées par un prosélytisme religieux agressif sont par tradition agitées de conflits internes ou externes. Il suffit de se reporter au soi-disant « Printemps Arabe » et d’égrainer les conflits observés par la suite en Lybie, en Egypte, en Syrie, etc. pour se convaincre que ces tensions souvent violentes vont se poursuivre. L’Arabie Saoudite, les Emirats voisins, l’Iran et l’Irak sont des producteurs majeurs de pétrole et de gaz. Les tensions  religieuses au sein ou entre ces pays sont de nature à préserver une prime géopolitique au prix du baril de pétrole qui peut être estimée à ce jour autour des 10  à 20 dollars. 
• Une volonté des grands pays pétroliers de s’intégrer dans le raffinage. La construction récente de la grande raffinerie de Jubail (400 mille barils/jour) par le pétrolier Total en Arabie Saoudite et qui devrait être suivie de nouvelles réalisations du même type, illustre la volonté du leader de l’OPEP de s’intégrer en raffinage.  Il est évident que la commercialisation de produits raffinés vers l’Europe ou l’Asie en lieu et place de pétrole brut constitue une option pour ces pays producteurs permettant d’intégrer plus de valeur ajoutée dans leur offre commerciale. L’autre grand exportateur de pétrole brut, la Russie, affirme sa volonté politique de suivre à terme la même démarche. Ceci se traduira par une raréfaction progressive des volumes de pétrole brut accessibles sur le marché et participera à la montée des cours. La victime de ces politiques d’intégration vers l’aval sera, naturellement, le raffinage européen.
• Un cartel qui veille au grain sur les cours du baril. Sur les 91 ou 92 millions de barils de produits  raffinés consommés dans le monde  en 2013, il a été décrit qu’il fallait utiliser pour cela dans les 76 millions de baril de brut et de condensats (TAB.I). A ce jour l’OPEP estime qu’il lui faut fournir un peu moins de  30 millions de barils de pétrole brut et autres condensats ce qui représente près de 40% du pétrole mondial. Ces volumes devraient légèrement baisser en 2014 en raison de fournitures accrues des pays non OPEP. Les projections du pétrolier TOTAL établies en Septembre 2013 et portant sur les capacités de production de l’OPEP en 2030, estiment qu’à cette date la part de l’OPEP dans le marché mondial s’établira à 45% des volumes. Ces projections montrent que l’influence du Cartel sur le marché du pétrole ne va pas décroitre durant les décennies à venir, bien au contraire.

Ceci permet d’affirmer que le rôle de l’Arabie Saoudite comme régulateur des cours du marché va se poursuivre. Pour l’instant les cours du panier OPEP sont la plupart du temps au-dessus des 100 dollars le baril et proches, à un ou deux dollars près, de ceux du BRENT. Ce seuil des 100 dollars le baril est à ce jour un minimum accepté de la part des fournisseurs et des consommateurs de pétrole, mais la demande asiatique de pétrole du Moyen-Orient augmente encore. Le développement des transports routiers chinois, encore très en retard par rapport aux transports des pays industrialisés comme les USA, va accroitre la demande asiatique de pétrole. 

Conclusion sur les perspectives des cours du baril de Brent

Sur l’ICE à Londres il s’est échangé en 2012 dans les 180 millions de contrats de 1000 barils sur le Brent européen et le WTI américain. En 2013 ce record devrait être battu avec un score provisoire de 150 millions de contrats échangés à fin Octobre. Les joueurs, grâce à ce marché de taille suffisante,  se prémunissent contre une baisse éventuelle du dollar américain et mettent à profit, avec opportunisme,  toute nouvelle guerrière en provenance du Proche ou Moyen-Orient, ou bien d’Afrique du Nord.

L’ensemble de ces facteurs porte à penser que les cours médians du pétrole en dollars courants vont poursuivre leur progression quadratique durant la décennie à venir (FIG. IX). Il faut imaginer un plancher des cours du baril de BRENT  à 120 puis à 150 dollars dans les années à venir. La désensibilisation progressive des Etats-Unis aux prix du pétrole importé grâce à leurs productions locales de condensats de gaz, rendra ces augmentations encore plus aisées pour l’Arabie Saoudite qui ne se préoccupera que bien peu des réactions de son protecteur américain auquel elle ne peut rien refuser, s’il rechigne à payer. Au contraire, une augmentation générale des cours ne pourra que favoriser la compétitivité des entreprises américaines, comme c’est le cas aujourd’hui en raison de la différence entre cours du Brent et cours du WTI

Par Raymond Bonnaterre

Dans ce domaine il est possible de citer :

• La déplétion naturelle des extractions pétrolières ;
• La croissance des populations, leur urbanisation, la progression du niveau de vie des populations asiatiques en échange de la paix sociale et de l’harmonie. Ces phénomènes seront accompagnés par une progression des transports individuels et collectifs et conduiront à une plus grande consommation de carburants ;
• Le déplacement de l’Amérique vers l’Asie des livraisons de produits pétroliers disponibles sur le marché international en raison de  la baisse des importations américaines, concurrencées par les condensats de gaz de schistes, et de la croissance des importations chinoises. Ce sont les marchés asiatiques alimentés par du brut ou des produits pétroliers en provenance d’Afrique et du Moyen-Orient qui vont déterminer les cours mondiaux du pétrole et de ses dérivés ;
• Le marché américain du pétrole brut, faute d’exportations possibles, restera, pour un temps encore, un marché régional à prix modérés, inférieurs à ceux du panier OPEP. La génération, par ce processus, d’un avantage concurrentiel aux industries américaines tend à pérenniser ce déséquilibre tarifaire ;
• La localisation d’énormes réserves de pétrole et de gaz dans les pays du Proche et Moyen-Orient ou d’Afrique du Nord dont les certitudes religieuses d’une partie des  populations locales rendent le climat politique incertain et parfois explosif justifiera d’une prime géopolitique des cours ;
• Le progrès technique rendant accessibles de nouvelles ressources naturelles (ex. : gaz de schistes, hydrates de méthane) parfois largement réparties ;
• Les énormes investissements financiers associés à l’exploration, à l’extraction des ressources, à leur raffinage ou à la synthèse à partir de gaz naturel ou de charbon de dérivés liquides carburants ;
• La nécessaire adéquation des prix des produits pétroliers avec les montants d’investissements requis pour de complexes installations qui doivent être amorties par les industriels sur des délais raisonnables ;
• La non prééminence d’une ressource nouvelle qui ferait s’effondrer les appels aux ressources existantes. Ceci en raison de la nécessité de gérer la ressource émergente sur un temps long, celui d’amortir les investissements et de conserver l’activité industrielle sur plusieurs décennies. Cette règle s’applique à l’exploitation des gaz de schistes américains et potentiellement à celle des  ressources chinoises ou de toute autre contrée ;
• Le phénomène de substitution compétitive qui caractérise les marchés de l’énergie, passés successivement du bois, au charbon, puis au pétrole et qui devraient raisonnablement se développer dans le gaz naturel en raison de son abondance, de la faiblesse de son prix et des qualités environnementales de cette ressource. Toutefois, son transport nécessite de lourds investissements ce qui ralentit la croissance de sa part de marché ;
• Rappelons pour préciser l’échelle de temps des phénomènes de substitution des ressources énergétiques que le premier navire de haute-mer équipé de moteurs diesel, le Selandia  fut mis à l’eau par les chantiers danois en 1912, annonçant ainsi la très lente fin programmée de l’utilisation du charbon comme combustible dans les transports maritimes. En 2012 c’est l’évaporation du GNL qui alimente les nouveaux transports de gaz maritimes. Dans cette transition progressive du pétrole vers le gaz, les procédés de transformation de gaz en liquides par le procédé Fischer-Tropsch (GTL) joueront un rôle déterminant en raison de leur rentabilité et de leurs accès au  gazole.
• Ces possibilités de substitutions rendent caduques les théories d’une raréfaction imminente de ressources énergétiques liquides qui ne considèrent que le pétrole traditionnel et négligent par exemple les condensats de gaz.
• Dans ce cadre là, il est difficile d’imaginer une baisse des prix durable des produits pétroliers qui entraînerait rapidement une annulation de certains investissements nécessaires au maintient des flux d’approvisionnement du marché.
• De façon plus réaliste, une progression raisonnable des prix des produits pétroliers, arbitrée par l’OPEP, est de nature à maintenir ces flux d’approvisionnement et à encourager les industries agricoles des biocarburants à se développer sur les continents qui disposent de terres arables. Les Etats-Unis, les pays d’Amérique Latine et l’Afrique, toujours oubliée, participeront avec le monde paysan à la croissance de ces filières qui assurent des débouchés réguliers aux cultures. Elles pourraient assurer à terme entre 5 à 10% des productions en volumes des raffineries de pétrole.

CONCLUSION

Au bout de ce survol rapide des ressources énergétiques de la planète et des processus nombreux de substitution compétitive de ces ressources, qui sont ou qui seront mis en œuvre, il apparaît de plus en plus que notre civilisation n’est pas à court de ressources fossiles et que tout « stress écologique » issu d’une peur de la pénurie imminente doit être combattu et traité par la raison. Ceci est vrai en particulier en Europe, continent particulièrement sensible aux théories alarmistes de la pénurie immédiate, face à un comportement insouciant d’une Asie en plein boom économique.

Cela ne veut pas dire qu’il faut  se désintéresser de ce problème sérieux, mais qu’au contraire, une approche programmée et raisonnable est nécessaire pour à la fois accroitre l’efficacité énergétique des processus, pour réduire la part des consommations d’énergies d’origine fossiles dont les prix unitaires vont progresser, pour accroitre, sans à-coups,  la part des énergies non émettrices de gaz carbonique telles que les énergies renouvelables ou celles issues de l’atome. Tout au long de ce processus l’indépendance énergétique du Continent ouest-européen et la compétitivité de ses industries doivent être prises en comptes dans les processus de décision. Malheureusement, en Europe, ces principes élémentaires ne me semblent pas être bien respectés aujourd’hui. Certains déboires économiques et la fuite des industries électro-intensives de notre continent doivent être imputés à ce désintérêt provisoire.

Les problèmes d’approvisionnement en produits pétroliers de la planète ne sont  pas, aujourd’hui, un problème de raréfaction universelle des stocks accessibles, ils sont liés à un problème de maintien des flux d’approvisionnement et donc d’investissements et de développement de nouveaux procédés qui sont facilités par des cours soutenus du pétrole.

Un fort accroissement général des prix des ressources énergétiques, externalités comprises, sera le seul moyen efficace pour en restreindre peu à peu les consommations et donc pour réduire les émissions mondiales de CO2.  Ce processus est déjà en place au sein des nations de l’OCDE, il se généralisera progressivement au reste du monde.

Par Raymond Bonnaterre