Pic pétrolier - Peak oil

Une distribution de la production mondiale de pétrole de 1956, montrant les données historiques et la production future, proposée par M. King Hubbert - elle a atteint un pic de 12,5 milliards de barils par an vers l'an 2000. En 2016, la production mondiale de pétrole était de 29,4 milliards de barils par an année (80,6 M barils /jour), avec une surabondance de pétrole entre 2014 et 2018.
La prévision de la limite supérieure de Hubbert pour la production de pétrole brut aux États-Unis (1956) en rouge et la production réelle des États inférieurs des 48 jusqu'en 2014 en vert

Le pic pétrolier , au sens strict, décrit le moment où l' extraction du pétrole atteint un taux supérieur à celui à tout moment passé ou futur. Dans un sens plus large, le terme décrit la notion qu'un tel moment sera atteint dans un avenir pas trop lointain, après quoi l'extraction pétrolière entrera en déclin terminal. Il est lié au concept distinct d' épuisement du pétrole ; alors que les réserves mondiales de pétrole sont limitées, le facteur limitant n'est pas de savoir si le pétrole existe mais s'il peut être extrait économiquement à un prix donné. Un déclin séculaire de l'extraction pétrolière pourrait être causé à la fois par l'épuisement des réserves accessibles et par des réductions de la demande qui réduisent le prix par rapport au coût d'extraction, ce qui pourrait être induit pour réduire les émissions de carbone .

De nombreuses prédictions du moment du pic pétrolier ont été faites au cours du siècle dernier avant d'être falsifiées par la croissance ultérieure du taux d'extraction de pétrole. M. King Hubbert est souvent crédité d'avoir introduit la notion dans un article de 1956 qui présentait une théorie formelle et prédisait que l'extraction américaine culminerait entre 1965 et 1971. Les prédictions originales de Hubbert pour le pic de production mondiale de pétrole se sont avérées prématurées et, à partir de 2021, les prévisions de la l'année du pic pétrolier s'étend de 2019 à 2040. Ces prévisions dépendent des tendances économiques futures, des développements technologiques et des efforts déployés par les sociétés et les gouvernements pour modérer le changement climatique .

Les prédictions de la production pétrolière future faites en 2007 et 2009 indiquaient soit que le pic avait déjà eu lieu, que la production de pétrole était sur le point d'atteindre le pic, ou qu'il se produirait bientôt. Une décennie plus tard, la production mondiale de pétrole a atteint un nouveau sommet en 2018, les développements technologiques d' extraction ayant permis une expansion de la production de pétrole de réservoir étanche aux États-Unis . Suite à un effondrement de la demande de pétrole au début de la pandémie de COVID-19 et à une guerre des prix entre l'Arabie saoudite et la Russie, un certain nombre d'organisations ont avancé des prévisions d'un pic dans les 10 à 15 prochaines années.

Modélisation de la production mondiale de pétrole

L'idée que le taux de production de pétrole culminerait et déclinerait de manière irréversible est ancienne. En 1919, David White, géologue en chef du United States Geological Survey , écrivait à propos du pétrole américain : "... le pic de production sera bientôt dépassé, peut-être d'ici 3 ans." En 1953, Eugene Ayers, un chercheur de Gulf Oil , a projeté que si les réserves de pétrole récupérables ultimes des États-Unis étaient de 100 milliards de barils, la production aux États-Unis atteindrait un pic au plus tard en 1960. Si les réserves ultimes récupérables devaient atteindre 200 milliards de barils, ce qu'il a averti était un vœu pieux, le pic de production américain arriverait au plus tard en 1970. De même pour le monde, il a projeté un pic quelque part entre 1985 (un trillion de barils récupérables ultimes) et 2000 (deux trillions de barils récupérables). Ayers a fait ses projections sans modèle mathématique. Il écrit : "Mais si la courbe est rendue raisonnable, il est tout à fait possible d'y adapter des expressions mathématiques et de déterminer, de cette manière, les dates de pic correspondant à divers nombres de réserves ultimes récupérables"

En observant les découvertes passées et les niveaux de production, et en prédisant les tendances futures des découvertes, le géoscientifique M. King Hubbert a utilisé la modélisation statistique en 1956 pour prédire que la production de pétrole des États-Unis atteindrait un pic entre 1965 et 1971. Cette prédiction est apparue exacte pendant un certain temps, mais en 2018 quotidiennement. la production de pétrole aux États-Unis dépassait la production quotidienne en 1970, l'année qui était auparavant le pic. Hubbert a utilisé un modèle courbe semi- logistique (parfois incorrectement comparé à une distribution normale ). Il a supposé que le taux de production d'une ressource limitée suivrait une distribution à peu près symétrique. Selon les limites d'exploitabilité et les pressions du marché, la hausse ou la baisse de la production de ressources au fil du temps peut être plus marquée ou plus stable, sembler plus linéaire ou courbe. Ce modèle et ses variantes sont maintenant appelés théorie des pics de Hubbert ; ils ont été utilisés pour décrire et prédire le pic et le déclin de la production des régions, des pays et des zones multinationales. La même théorie a également été appliquée à d'autres productions à ressources limitées.

Plus récemment, le terme « pic pétrolier » a été popularisé par Colin Campbell et Kjell Aleklett en 2002 lorsqu'ils ont aidé à former l'Association pour l'étude du pic pétrolier et gazier (ASPO). Dans ses publications, Hubbert a utilisé les termes « taux de production de pointe » et « pic du taux de découvertes ».

Dans une analyse de 2006 de la théorie de Hubbert, il a été noté que l'incertitude dans les quantités de production de pétrole dans le monde réel et la confusion dans les définitions augmentent l'incertitude en général des prévisions de production. En comparant l'ajustement de divers autres modèles, il a été constaté que les méthodes de Hubbert produisaient l'ajustement le plus proche dans l'ensemble, mais aucun des modèles n'était très précis. En 1956, Hubbert lui-même a recommandé d'utiliser « une famille de courbes de production possibles » pour prédire un pic de production et une courbe de déclin.

Une étude complète de 2009 sur l'épuisement du pétrole par le UK Energy Research Center a noté :

Peu d'analystes adhèrent désormais à une courbe de production symétrique en forme de cloche. C'est correct, car il n'y a aucune raison physique naturelle pour laquelle la production d'une ressource devrait suivre une telle courbe et peu de preuves empiriques qu'elle le fait.

—  Bentley et al., Comparaison des prévisions d'approvisionnement mondial en pétrole

Le rapport a noté que Hubbert avait utilisé la courbe logistique parce qu'elle était mathématiquement pratique, et non parce qu'il la croyait littéralement correcte. L'étude a observé que dans la plupart des cas, le modèle exponentiel asymétrique offrait un meilleur ajustement (comme dans le cas du modèle de la falaise de Seneca ), et que les pics avaient tendance à se produire bien avant que la moitié du pétrole n'ait été produite, avec pour résultat que dans presque tous les cas, la baisse après le pic a été plus progressive que l'augmentation qui a précédé le pic.

Demande

Consommation mondiale de pétrole 1980-2013 (Energy Information Administration)

Le côté demande du pic pétrolier au fil du temps concerne la quantité totale de pétrole que le marché mondial choisirait de consommer à un prix de marché donné. L'hypothèse selon laquelle le pic pétrolier serait dû à une réduction de la disponibilité de pétrole facilement extractible implique que les prix augmenteront au fil du temps pour faire correspondre la demande à une offre en baisse. En revanche, les évolutions depuis 2010 ont fait naître l'idée d'un pic pétrolier induit par la demande. L'idée centrale est que, en réponse aux développements technologiques et à la pression pour réduire les émissions de dioxyde de carbone, la demande de pétrole à n'importe quel prix diminuera. Dans ce contexte, le développement des véhicules électriques crée la possibilité que l'utilisation principale du pétrole, le transport, perde en importance au fil du temps.

Après avoir augmenté régulièrement jusqu'en 2006, la demande de pétrole a fluctué, diminuant pendant les périodes de récession, puis se redressant, mais à des taux de croissance plus lents que par le passé. La demande de pétrole a fortement chuté au cours des premiers stades de la pandémie de COVID-19 , la demande mondiale de pétrole passant de 100 millions de barils par jour en 2019 à 90 millions en 2020. La baisse de la demande ne devrait pas se redresser avant au moins 2022, et British Petroleum prédit que la demande de pétrole ne reviendra jamais aux niveaux d'avant la pandémie en raison de la prolifération accrue des véhicules électriques et d'une action plus forte contre le changement climatique . Les développements en 2021 chez Exxon, Chevron et Shell ont également renforcé l'idée que le pic pétrolier s'était produit en 2019.

La demande d'énergie est répartie entre quatre grands secteurs : transport, résidentiel , commercial et industriel. En termes d'utilisation de pétrole, le transport est le secteur le plus important et celui qui a connu la plus forte croissance de la demande au cours des dernières décennies. Cette croissance est largement attribuable à la nouvelle demande de véhicules à usage personnel propulsés par des moteurs à combustion interne . Ce secteur a également les taux de consommation les plus élevés, représentant environ 71% du pétrole utilisé aux États-Unis en 2013. et 55% de l'utilisation de pétrole dans le monde comme documenté dans le rapport Hirsch . Le transport intéresse donc particulièrement ceux qui cherchent à atténuer les effets du pic pétrolier.

Consommation de pétrole en barils par jour et par habitant (les couleurs plus foncées représentent plus de consommation, le gris ne représente aucune donnée) (source : statistiques NationMaster, 2007-01-13)
   > 0,07
  0,07–0,05
  0,05–0,035
  0,035–0,025
  0,025–0,02
  0,02–0,015
  0,015–0,01
  0,01–0,005
  0,005 à 0,0015
   < 0,0015

Bien que la croissance de la demande soit la plus élevée dans les pays en développement , les États-Unis sont le plus gros consommateur mondial de pétrole. Entre 1995 et 2005, la consommation américaine est passée de 17 700 000 barils par jour (2 810 000 m 3 /j) à 20 700 000 barils par jour ( 3 290 000 m 3 /j), soit une augmentation de 3 000 000 barils par jour (480 000 m 3 /j). La Chine, par comparaison, a augmenté sa consommation de 3 400 000 barils par jour (540 000 m 3 /j) à 7 000 000 de barils par jour (1 100 000 m 3 /j), soit une augmentation de 3 600 000 barils par jour (570 000 m 3 /j), dans le même Plage de temps. L' Energy Information Administration (EIA) a déclaré que l'utilisation d'essence aux États-Unis pourrait avoir atteint un sommet en 2007, en partie à cause de l'intérêt croissant et des mandats pour l'utilisation des biocarburants et de l'efficacité énergétique.

Au fur et à mesure que les pays se développent , l'industrie et l'élévation du niveau de vie entraînent une augmentation de la consommation d'énergie, l'utilisation du pétrole étant un élément majeur. Des économies prospères, comme la Chine et l' Inde , deviennent rapidement de gros consommateurs de pétrole. Par exemple, la Chine a dépassé les États-Unis en tant que premier importateur mondial de pétrole brut en 2015. La croissance de la consommation de pétrole devrait se poursuivre ; cependant, pas aux taux précédents, car la croissance économique de la Chine devrait diminuer par rapport aux taux élevés du début du 21e siècle. Les importations de pétrole de l'Inde devraient plus que tripler par rapport aux niveaux de 2005 d'ici 2020, atteignant 5 millions de barils par jour (790 × 103 m 3 /j).

Population

Population mondiale

Un autre facteur important affectant la demande de pétrole a été la croissance de la population humaine . Le Bureau du recensement des États-Unis prévoit que la population mondiale en 2030 sera presque le double de celle de 1980. La production de pétrole par habitant a culminé en 1979 à 5,5 barils/an, mais a ensuite diminué pour fluctuer autour de 4,5 barils/an depuis. À cet égard, la baisse du taux de croissance démographique depuis les années 1970 a quelque peu atténué le déclin par habitant.

Croissance économique

Certains analystes soutiennent que le coût du pétrole a un effet profond sur la croissance économique en raison de son rôle central dans l'extraction des ressources et le traitement, la fabrication et le transport des marchandises. À mesure que l'effort industriel pour extraire de nouvelles sources de pétrole non conventionnel augmente, cela a un effet négatif aggravant sur tous les secteurs de l'économie, entraînant une stagnation économique ou même une éventuelle contraction. Un tel scénario entraînerait une incapacité pour les économies nationales de payer des prix élevés du pétrole, entraînant une baisse de la demande et un effondrement des prix.

Fournir

Production mondiale de liquides 2000-2015, indiquant la composante du pétrole de réservoir étanche américain (Energy Information Administration)

Notre analyse suggère qu'il existe d'abondantes ressources physiques en pétrole et en combustible liquide dans un avenir prévisible. Cependant, le rythme auquel de nouveaux approvisionnements peuvent être développés et les prix d'équilibre pour ces nouveaux approvisionnements changent.

Définir les sources de pétrole

Le pétrole peut provenir de sources conventionnelles ou non conventionnelles. Les termes ne sont pas strictement définis et varient dans la littérature car les définitions basées sur les nouvelles technologies ont tendance à changer au fil du temps. En conséquence, différentes études de prévision pétrolière ont inclus différentes classes de combustibles liquides. Certains utilisent les termes huile « conventionnelle » pour ce qui est inclus dans le modèle, et huile « non conventionnelle » pour les classes exclues.

En 1956, Hubbert a limité sa prédiction du pic pétrolier à ce pétrole brut « productible par les méthodes actuellement utilisées ». En 1962, cependant, ses analyses comprenaient les améliorations futures de l'exploration et de la production. Toutes les analyses de Hubbert sur le pic pétrolier excluaient spécifiquement le pétrole fabriqué à partir de schiste bitumineux ou extrait des sables bitumineux . Une étude de 2013 prédisant un pic précoce excluait le pétrole en eau profonde, le pétrole de réservoirs étanches, le pétrole avec une densité API inférieure à 17,5 et le pétrole proche des pôles, comme celui sur le versant nord de l'Alaska, qu'elle a tous définis comme non conventionnels. Certaines définitions couramment utilisées pour le pétrole conventionnel et non conventionnel sont détaillées ci-dessous.

Sources conventionnelles

Le pétrole conventionnel est extrait sur terre et en mer à l'aide de techniques « standard » (c'est-à-dire d'usage courant avant 2000) et peut être classé en qualité légère, moyenne, lourde ou extra lourde. Les définitions exactes de ces qualités varient selon la région d'où provient l'huile. Le pétrole léger s'écoule naturellement à la surface ou peut être extrait en le pompant simplement hors du sol. Lourd fait référence au pétrole qui a une densité plus élevée et donc une densité API plus faible . Il ne coule pas facilement et sa consistance est similaire à celle de la mélasse. Alors qu'une partie peut être produite en utilisant des techniques conventionnelles, les taux de récupération sont meilleurs en utilisant des méthodes non conventionnelles.

Selon l' Agence internationale de l'énergie , la production de pétrole brut conventionnel (tel qu'il était alors défini) a culminé en 2006, avec un maximum historique de 70 millions de barils par jour.

  • Le pétrole de réservoir étanche était généralement classé comme « non conventionnel » avant environ 2006, mais des analyses plus récentes ont commencé à le considérer comme « conventionnel » à mesure que son extraction devenait plus courante. Il est extrait de gisements de roches à faible perméabilité, parfois des gisements de schiste mais souvent d'autres types de roches, en utilisant la fracturation hydraulique , ou « fracking ». Il est souvent confondu avec l' huile de schiste , qui est une huile fabriquée à partir du kérogène contenu dans un schiste bitumineux (voir ci-dessous). La production américaine de pétrole de réservoir étanche a culminé en mars 2015 et a chuté de 12 % au total au cours des 18 mois suivants. Mais ensuite, la production de pétrole de réservoir étanche aux États-Unis a de nouveau augmenté et, en septembre 2017, avait dépassé l'ancien pic, et en octobre 2017, la production de pétrole de réservoir étanche aux États-Unis était toujours en hausse.
Réduction de la production de pétrole 48 aux États-Unis par rapport à 2012 et baisse prévue de la production jusqu'à la fin de 2017, avec le nombre de plates-formes de forage (Energy Information Administration)

Sources non conventionnelles

Depuis 2019, le pétrole considéré comme non conventionnel provient de plusieurs sources.

  • Le schiste bitumineux est un terme courant pour désigner les roches sédimentaires telles que le schiste ou la marne , contenant du kérogène , un précurseur de pétrole cireux qui n'a pas encore été transformé en pétrole brut par les pressions et températures élevées causées par l'enfouissement profond. Le terme « schiste bitumineux » est quelque peu déroutant, car ce que l'on appelle aux États-Unis « schiste bitumineux » n'est pas vraiment du pétrole et la roche dans laquelle on le trouve n'est généralement pas du schiste. Puisqu'il est proche de la surface plutôt qu'enfoui profondément dans la terre, le schiste ou la marne est généralement extrait, broyé et rétorqué , produisant de l'huile synthétique à partir du kérogène. Son rendement énergétique net est bien inférieur à celui du pétrole conventionnel, à tel point que les estimations du rendement énergétique net des découvertes de schiste sont considérées comme extrêmement peu fiables.
  • Les sables bitumineux sont des gisements de grès non consolidés contenant de grandes quantités de bitume brut très visqueux ou de pétrole brut extra- lourd qui peuvent être récupérés par exploitation minière à ciel ouvert ou par des puits de pétrole in situ utilisant l' injection de vapeur ou d'autres techniques. Il peut être liquéfié en améliorant , en mélangeant avec un diluant ou en chauffant ; puis traité par une raffinerie de pétrole conventionnelle . Le processus de récupération nécessite une technologie de pointe mais est plus efficace que celui du schiste bitumineux. La raison en est que, contrairement aux « schistes bitumineux » américains, les sables bitumineux canadiens contiennent en fait du pétrole, et les grès dans lesquels ils se trouvent sont beaucoup plus faciles à produire que le schiste ou la marne. Dans le dialecte américain de l'anglais , ces formations sont souvent appelées « sables bitumineux », mais le matériau qu'elles contiennent n'est pas du goudron mais une forme extra-lourde et visqueuse de pétrole techniquement connue sous le nom de bitume . Le Venezuela possède des gisements de sables bitumineux de taille similaire à ceux du Canada et à peu près égaux aux réserves mondiales de pétrole conventionnel. Les sables bitumineux de la ceinture de l'Orénoque au Venezuela sont moins visqueux que les sables bitumineux de l' Athabasca au Canada – ce qui signifie qu'ils peuvent être produits par des moyens plus conventionnels – mais ils sont enfouis trop profondément pour être extraits par exploitation minière à ciel ouvert . Les estimations des réserves récupérables de la ceinture de l'Orénoque vont de 100 milliards de barils (16 × 10 9  m 3 ) à 270 milliards de barils (43 × 10 9  m 3 ). En 2009, l'USGS a actualisé cette valeur à 513 milliards de barils (8,16 × 10 10  m 3 ).^^
La production de pétrole brut des États-Unis dépasse les importations pour la première fois depuis le début des années 90
  • La liquéfaction du charbon ou du gaz aux liquides produits sont des hydrocarbures liquides qui sont synthétisés à partir de la conversion du charbon ou du gaz naturel par le procédé de Fischer-Tropsch , procédé Bergius , ou procédé Karrick . Actuellement, deux sociétés SASOL et Shell disposent d'une technologie d'huile synthétique qui a fait ses preuves à l'échelle commerciale. L'activité principale de Sasol est basée sur la technologie CTL (charbon vers liquide) et GTL (gaz naturel vers liquide), générant un chiffre d'affaires de 4,40 milliards de dollars (exercice 2009). Shell a utilisé ces procédés pour recycler les gaz de torche résiduels (généralement brûlés dans les puits de pétrole et les raffineries) en pétrole synthétique utilisable. Cependant, pour CTL, les réserves de charbon pourraient être insuffisantes pour répondre aux besoins mondiaux en combustibles liquides et en production d'électricité.
  • Les sources mineures incluent la dépolymérisation thermique , comme discuté dans un article de 2003 dans le magazine Discover , qui pourrait être utilisé pour fabriquer du pétrole indéfiniment, à partir d'ordures, d'égouts et de déchets agricoles. L'article affirmait que le coût du processus était de 15 $ le baril. Un article de suivi en 2006 indiquait que le coût était en réalité de 80 $ le baril, car la matière première qui était auparavant considérée comme un déchet dangereux avait maintenant une valeur marchande. Un bulletin d'information publié en 2008 par le laboratoire de Los Alamos a proposé que l' hydrogène (éventuellement produit à l'aide d'un fluide chaud provenant de réacteurs nucléaires pour diviser l'eau en hydrogène et en oxygène) en combinaison avec du CO séquestré
    2
    pourrait être utilisé pour produire du méthanol (CH 3 OH), qui pourrait ensuite être transformé en essence.

Découvertes

Tout le pétrole et le gaz faciles du monde ont à peu près été trouvés. Vient maintenant le travail le plus dur pour trouver et produire du pétrole à partir d'environnements et de zones de travail plus difficiles.

—  William J. Cummings, porte-parole de la société Exxon-Mobil, décembre 2005

Il est assez clair qu'il n'y a pas beaucoup de chance de trouver une quantité significative de nouveau pétrole bon marché. Toute huile nouvelle ou non conventionnelle va coûter cher.

—  Lord Ron Oxburgh , ancien président de Shell, octobre 2008
Les découvertes mondiales de pétrole ont culminé dans les années 1960

Le pic des découvertes mondiales de gisements de pétrole s'est produit dans les années 1960 à environ 55 milliards de barils (8,7 × 10 9  m 3 )(Gb)/an. Selon l'Association pour l'étude du pic pétrolier et gazier (ASPO), le taux de découverte n'a cessé de baisser depuis. Moins de 10 Gb/an de pétrole ont été découverts chaque année entre 2002 et 2007. Selon un article de Reuters de 2010, le taux annuel de découverte de nouveaux champs est resté remarquablement constant à 15-20 Gb/an.

Bien que les réserves prouvées de pétrole des États-Unis aient augmenté de 3,8 milliards de barils en 2011, même après déduction de 2,07 milliards de barils de production, seulement 8 % des 5,84 milliards de barils de pétrole nouvellement réservés étaient dus à de nouvelles découvertes sur le terrain ( US EIA )

Mais malgré la baisse des nouvelles découvertes sur le terrain et des taux de production record, les réserves prouvées déclarées de pétrole brut restant dans le sol en 2014, qui totalisaient 1 490 milliards de barils, sans compter les sables bitumineux lourds canadiens, étaient plus que quadruples 1965 réserves prouvées de 354 milliards de barils. Un chercheur de l' US Energy Information Administration a souligné qu'après la première vague de découvertes dans une région, la majeure partie de la croissance des réserves de pétrole et de gaz naturel ne provient pas des découvertes de nouveaux champs, mais des extensions et du gaz supplémentaire trouvés dans les champs existants.

Un rapport du UK Energy Research Centre a noté que « découverte » est souvent utilisé de manière ambiguë et a expliqué la contradiction apparente entre la baisse des taux de découverte depuis les années 1960 et l'augmentation des réserves par le phénomène de croissance des réserves. Le rapport a noté que des réserves accrues dans un champ peuvent être découvertes ou développées par une nouvelle technologie des années ou des décennies après la découverte initiale. Mais en raison de la pratique de la « antidatation », toutes les nouvelles réserves dans un champ, même celles qui seront découvertes des décennies après la découverte du champ, sont attribuées à l'année de la découverte initiale du champ, créant l'illusion que la découverte ne suit pas le rythme de la production.

Réserves

Réserves prouvées de pétrole , 2013

Les réserves totales possibles de pétrole brut conventionnel comprennent le pétrole brut avec une certitude de 90 % d'être techniquement capable d'être produit à partir de réservoirs (par un puits de forage utilisant des méthodes primaires, secondaires, améliorées, améliorées ou tertiaires) ; tout brut avec une probabilité de 50 % d'être produit dans le futur (probable) ; et les réserves découvertes qui ont une possibilité de 10 % d'être produites dans le futur (possible). Les estimations de réserves basées sur celles-ci sont appelées 1P, prouvées (probabilité d'au moins 90 %) ; 2P, prouvé et probable (au moins 50 % de probabilité) ; et 3P, prouvé, probable et possible (probabilité d'au moins 10 %), respectivement. Cela n'inclut pas les liquides extraits de solides ou de gaz extraits ( sables bitumineux , schiste bitumineux , procédés gaz-liquide ou procédés charbon-liquide ).

La projection maximale de 1956 de Hubbert pour les États-Unis dépendait des estimations géologiques des ressources pétrolières récupérables ultimes, mais à partir de sa publication de 1962, il a conclu que la récupération ultime du pétrole était un résultat de son analyse mathématique, plutôt qu'une hypothèse. Il considérait son calcul du pic pétrolier comme indépendant des estimations de réserves.

De nombreux calculs 2P actuels prédisent que les réserves se situent entre 1150 et 1350 Gb, mais certains auteurs ont écrit qu'en raison de la désinformation, de la rétention d'informations et des calculs de réserves trompeurs, les réserves 2P sont probablement plus proches de 850-900 Gb. L'Energy Watch Group a écrit que les réserves réelles ont culminé en 1980, lorsque la production a dépassé pour la première fois les nouvelles découvertes, que les augmentations apparentes des réserves depuis lors sont illusoires, et a conclu (en 2007) : « La production mondiale de pétrole a probablement déjà atteint son maximum, mais nous ne pouvons pas être encore sûr."

Préoccupations concernant les réserves déclarées

Les réserves [mondiales] sont confuses et en fait gonflées. Bon nombre des prétendues réserves sont en fait des ressources. Ils ne sont pas délimités, ils ne sont pas accessibles, ils ne sont pas disponibles pour la production.

—  Sadad Al Husseini , ancien vice-président d' Aramco , présentation à la conférence Oil and Money, octobre 2007.

Sadad Al Husseini a estimé que 300 milliards de barils (48 × 10 9  m 3 ) sur les 1 200 milliards de barils (190 × 10 9  m 3 ) de réserves prouvées mondiales devraient être reclassés comme ressources spéculatives. ^^

Graphique des réserves déclarées par l'OPEP montrant des augmentations des réserves déclarées sans découvertes associées, ainsi que l'absence d'épuisement malgré la production annuelle

Une difficulté pour prévoir la date du pic pétrolier est l'opacité qui entoure les réserves pétrolières classées « prouvées ». Dans de nombreux grands pays producteurs, la majorité des demandes de réserves n'ont pas fait l'objet d'un audit ou d'un examen externe. Plusieurs signes inquiétants concernant l'épuisement des réserves prouvées sont apparus vers 2004. Cela a été mieux illustré par le scandale de 2004 entourant « l'évaporation » de 20 % des réserves de Shell .

Pour la plupart, les réserves prouvées sont déclarées par les compagnies pétrolières, les États producteurs et les États consommateurs. Tous trois ont des raisons de surestimer leurs réserves prouvées : les compagnies pétrolières peuvent chercher à augmenter leur valeur potentielle ; les pays producteurs acquièrent une stature internationale renforcée ; et les gouvernements des pays consommateurs peuvent chercher un moyen de favoriser des sentiments de sécurité et de stabilité au sein de leurs économies et parmi les consommateurs.

Des écarts majeurs résultent de problèmes d'exactitude avec les chiffres autodéclarés par l' Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP). Outre la possibilité que ces nations aient surestimé leurs réserves pour des raisons politiques (pendant les périodes sans découvertes substantielles), plus de 70 nations ont également pour pratique de ne pas réduire leurs réserves pour tenir compte de la production annuelle. Les analystes ont suggéré que les pays membres de l'OPEP ont des incitations économiques à exagérer leurs réserves, car le système de quotas de l'OPEP permet une plus grande production pour les pays disposant de réserves plus importantes.

Le Koweït , par exemple, a été rapporté dans le numéro de janvier 2006 de Petroleum Intelligence Weekly comme n'ayant que 48 milliards de barils (7,6 × 10 9  m 3 ) en réserve, dont seulement 24 ont été entièrement prouvés. Ce rapport était basé sur la fuite d'un document confidentiel en provenance du Koweït et n'a pas été formellement démenti par les autorités koweïtiennes. Ce document divulgué date de 2001, mais exclut les révisions ou les découvertes faites depuis lors. De plus, les 1,5 milliard de barils (240 × 10 6  m 3 ) de pétrole brûlés par les soldats irakiens lors de la première guerre du golfe Persique sont manifestement absents des chiffres du Koweït. ^^

D'autre part, le journaliste d'investigation Greg Palast soutient que les compagnies pétrolières ont intérêt à faire paraître le pétrole plus rare qu'il ne l'est, pour justifier des prix plus élevés. Ce point de vue est contesté par le journaliste écologiste Richard Heinberg . D'autres analystes soutiennent que les pays producteurs de pétrole sous-estiment l'étendue de leurs réserves pour faire monter le prix.

L'EUR rapporté par l'enquête USGS de 2000 de 2 300 milliards de barils (370 × 10 9  m 3 ) a été critiqué pour avoir supposé une tendance de découverte au cours des vingt prochaines années qui renverserait la tendance observée au cours des 40 dernières années. Leur confiance à 95 % d'EUR de 2 300 milliards de barils (370 × 10 9  m 3 ) supposait que les niveaux de découverte resteraient stables, malgré le fait que les taux de découverte de nouveaux champs aient diminué depuis les années 1960. Cette tendance à la baisse des découvertes s'est poursuivie au cours des dix années qui ont suivi l'hypothèse de l'USGS. L'USGS 2000 est également critiqué pour d'autres hypothèses, ainsi que pour des taux de production de 2030 incompatibles avec les réserves projetées. ^^

Réserves de pétrole non conventionnel

Site minier et usine de Mildred Lake de Syncrude près de Fort McMurray , Alberta

À mesure que le pétrole conventionnel devient moins disponible, il peut être remplacé par la production de liquides à partir de sources non conventionnelles telles que le pétrole de réservoirs étanches , les sables bitumineux , les pétroles ultra-lourds, les technologies gaz-liquide, les technologies charbon-liquide, les technologies de biocarburant et le schiste. huile . Dans les éditions 2007 et suivantes de l'International Energy Outlook, le mot « Pétrole » a été remplacé par « Liquides » dans le tableau de la consommation mondiale d'énergie . En 2009, les biocarburants ont été inclus dans les « Liquides » au lieu de « Renouvelables ». L'inclusion de liquides de gaz naturel, un sous-produit de l'extraction de gaz naturel, dans les « liquides » a été critiquée car il s'agit principalement d'une matière première chimique qui n'est généralement pas utilisée comme carburant de transport.

La production de pétrole du Texas a diminué depuis le pic de 1972, mais a récemment connu une résurgence en raison de la production de pétrole de réservoir étanche.

Les estimations des réserves sont basées sur la rentabilité, qui dépend à la fois du prix du pétrole et du coût de production. Par conséquent, des sources non conventionnelles telles que le pétrole brut lourd, les sables bitumineux et les schistes bitumineux peuvent être incluses, car les nouvelles techniques réduisent le coût d'extraction. Avec les modifications apportées aux règles par la SEC , les compagnies pétrolières peuvent désormais les enregistrer comme réserves prouvées après l'ouverture d'une mine à ciel ouvert ou d'une installation thermique pour l' extraction . Ces sources non conventionnelles sont plus exigeantes en main-d'œuvre et en ressources à produire, cependant, elles nécessitent une énergie supplémentaire pour raffiner, ce qui entraîne des coûts de production plus élevés et jusqu'à trois fois plus d' émissions de gaz à effet de serre par baril (ou équivalent baril) sur une base « du puits au réservoir » ou 10 à 45 % de plus sur une base « du puits aux roues », ce qui inclut le carbone issu de la combustion du produit final.

Alors que l'énergie utilisée, les ressources nécessaires et les effets environnementaux de l'extraction de sources non conventionnelles ont toujours été prohibitifs, les principales sources de pétrole non conventionnelles envisagées pour la production à grande échelle sont le pétrole extra-lourd de la ceinture de l' Orénoque au Venezuela , les sables bitumineux de l' Athabasca dans le le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien et les schistes bitumineux de la formation de Green River au Colorado , en Utah et au Wyoming aux États-Unis. Des sociétés énergétiques telles que Syncrude et Suncor extraient du bitume depuis des décennies, mais la production a considérablement augmenté ces dernières années avec le développement du drainage gravitaire à la vapeur et d'autres technologies d'extraction.

Chuck Masters de l' USGS estime que, « Pris ensemble, ces occurrences de ressources, dans l' hémisphère occidental , sont approximativement égales aux réserves identifiées de pétrole brut conventionnel accréditées au Moyen-Orient. Les autorités familières avec les ressources estiment que les réserves mondiales ultimes de pétrole non conventionnel sont plusieurs fois plus importantes que celles de pétrole conventionnel et seront très rentables pour les entreprises en raison de la hausse des prix au 21e siècle. En octobre 2009, l' USGS a mis à jour la « valeur moyenne » récupérable des sables bitumineux de l'Orénoque (Venezuela) à 513 milliards de barils (8,16 × 10 10  m 3 ), avec une probabilité de 90 % de se situer entre 380 et 652 milliards de barils (103,7 × 10 9  m 3 ), faisant de cette zone « l'une des plus grandes accumulations de pétrole récupérables au monde ». ^

Les ressources non conventionnelles sont beaucoup plus importantes que les ressources conventionnelles.

Malgré les grandes quantités de pétrole disponibles dans les sources non conventionnelles, Matthew Simmons a soutenu en 2005 que les limitations de production les empêchent de devenir un substitut efficace au pétrole brut conventionnel. Simmons a déclaré que « ce sont des projets à haute intensité énergétique qui ne peuvent jamais atteindre des volumes élevés » pour compenser les pertes importantes provenant d'autres sources. Une autre étude affirme que même selon des hypothèses très optimistes, « les sables bitumineux du Canada n'empêcheront pas le pic pétrolier », bien que la production pourrait atteindre 5 000 000 barils/j (790 000 m 3 /j) d'ici 2030 dans le cadre d'un effort de développement d'un « programme d'urgence ».

De plus, le pétrole extrait de ces sources contient généralement des contaminants tels que le soufre et les métaux lourds qui sont énergivores à extraire et peuvent laisser des résidus , des bassins contenant des boues d'hydrocarbures, dans certains cas. La même chose s'applique à une grande partie des réserves de pétrole conventionnel non développées du Moyen-Orient , dont une grande partie est lourde, visqueuse et contaminée par du soufre et des métaux au point d'être inutilisables. Cependant, les prix élevés du pétrole rendent ces sources plus attrayantes financièrement. Une étude de Wood Mackenzie suggère que d'ici le début des années 2020, tout l'approvisionnement supplémentaire en pétrole dans le monde proviendra probablement de sources non conventionnelles.

Production

Le moment où se produit le pic de production mondiale de pétrole définit le pic pétrolier. Certains pensent que l'effort industriel croissant pour extraire le pétrole aura un effet négatif sur la croissance économique mondiale, entraînant une contraction de la demande et un effondrement des prix, provoquant ainsi une baisse de la production alors que certaines sources non conventionnelles deviennent non rentables. Certains pensent que le pic peut être dans une certaine mesure dû à la baisse de la demande, car les nouvelles technologies et l'amélioration de l'efficacité détournent l'utilisation de l'énergie du pétrole.

Les découvertes de pétrole dans le monde ont été inférieures à la production annuelle depuis 1980. La population mondiale a augmenté plus rapidement que la production de pétrole. De ce fait, la production pétrolière par habitant a culminé en 1979 (précédé d'un plateau au cours de la période 1973-1979).

Pays producteurs de pétrole 2013, bbl/jour (CIA World Factbook)
Pays producteurs de pétrole (informations de 2006 à 2012)

L'augmentation des investissements dans le pétrole plus difficile à atteindre à partir de 2005 indiquerait la croyance des compagnies pétrolières dans la fin du pétrole facile. Alors qu'il est largement admis que l'augmentation des prix du pétrole stimule une augmentation de la production, un nombre croissant d'initiés de l'industrie pétrolière estimaient en 2008 que même avec des prix plus élevés, la production de pétrole n'augmenterait probablement pas de manière significative. Parmi les raisons invoquées figuraient à la fois des facteurs géologiques et des facteurs « au-dessus du sol » susceptibles de voir la production de pétrole plafonner.

Une analyse du Journal of Energy Security de 2008 sur le rendement énergétique de l'effort de forage ( énergie renvoyée sur l'énergie investie , également appelée EROEI) aux États-Unis a conclu qu'il existait un potentiel extrêmement limité d'augmentation de la production de gaz et (en particulier) de pétrole. En examinant la réponse historique de la production à la variation de l'effort de forage, l'analyse a montré une très faible augmentation de la production attribuable à l'augmentation du forage. Cela était dû aux rendements décroissants avec l'augmentation de l'effort de forage : à mesure que l'effort de forage augmentait, l'énergie obtenue par appareil de forage actif dans le passé avait été réduite selon une loi de puissance fortement décroissante . L'étude a conclu que même une énorme augmentation de l'effort de forage était peu susceptible d'augmenter de manière significative la production de pétrole et de gaz dans une région pétrolière mature comme les États-Unis. Cependant, contrairement à la conclusion de l'étude, depuis la publication de l'analyse en 2008, la production américaine de pétrole brut a plus que doublé, augmentant de 119%, et la production de gaz naturel sec a augmenté de 51% (2018 par rapport à 2008).

L'hypothèse antérieure d'une baisse inévitable des volumes de pétrole et de gaz produits par unité d'effort est contraire à l'expérience récente aux États-Unis. Aux États-Unis, à partir de 2017, il y a eu une augmentation continue de la productivité du forage pétrolier et gazier pendant une décennie dans tous les principaux gisements de pétrole et de gaz de réservoirs étanches. L'Energy Information Administration des États-Unis rapporte, par exemple, que dans la zone de production de Bakken Shale du Dakota du Nord, le volume de pétrole produit par jour de temps de forage en janvier 2017 était 4 fois le volume de pétrole par jour de forage cinq ans auparavant, en janvier 2012, et près de 10 fois le volume de pétrole par jour de dix ans auparavant, en janvier 2007. Dans la région gazière de Marcellus au nord-est, le volume de gaz produit par jour de forage en janvier 2017 était 3 fois le volume de gaz par jour de forage cinq ans auparavant, en janvier 2012, et 28 fois le volume de gaz par jour de forage dix ans auparavant, en janvier 2007.

De nouvelles recherches estiment que l'énergie nécessaire pour produire tous les liquides pétroliers (hors transport, raffinage et distribution) représente aujourd'hui l'équivalent de 16% de cette même production et d'ici 2050, une quantité équivalente à la moitié de la production brute d'énergie sera nécessaire. Pour les gaz, l'énergie nécessaire à la production est estimée à 7 % de l'énergie brute produite aujourd'hui et 24 % en 2050.

Production anticipée par les grandes agences

Treemap des exportations de pétrole brut (2012) de Harvard Atlas of Economic Complexity

Les gains annuels moyens de l'offre mondiale de 1987 à 2005 étaient de 1,2 million de barils par jour (190 × 10 3  m 3 /j) (1,7 %). En 2005, l'AIE prévoyait que les taux de production 2030 atteindraient 120 000 000 barils par jour (19 000 000 m 3 /j), mais ce nombre a été progressivement réduit à 105 000 000 barils par jour (16 700 000 m 3 /j). Une analyse 2008 des prévisions de l' AIE interrogé plusieurs hypothèses et selon qu'un niveau de 75.000.000 barils par jour de production 2030 (11.900.000 m 3 / d) (comprenant 55.000.000 barils (8.700.000 m 3 ) de pétrole brut et 20.000.000 barils (3.200.000 m 3 ) de pétrole non conventionnel et liquides de gaz naturel ) était plus réaliste que les chiffres de l'AIE. Plus récemment, l'Annual Energy Outlook 2015 de l'EIA n'indiquait aucun pic de production d'ici 2040. Cependant, cela nécessitait un futur prix du pétrole brut Brent de 144 $ US/b (dollars 2013) "car la demande croissante conduit au développement de ressources plus coûteuses". Il reste à voir si l'économie mondiale peut croître et maintenir la demande pour un prix du pétrole aussi élevé. ^

Le déclin des champs pétrolifères

La production pétrolière de l'Alaska a diminué de 70 % depuis son pic en 1988

Dans une étude de 2013 portant sur 733 champs pétrolifères géants, il ne restait que 32 % du pétrole, des condensats et du gaz récupérables. Ghawar , qui est le plus grand gisement de pétrole au monde et responsable d'environ la moitié de la production pétrolière de l'Arabie saoudite au cours des 50 dernières années, était en déclin avant 2009. Le deuxième plus grand gisement de pétrole au monde, le champ de Burgan au Koweït, est entré en déclin en novembre. 2005.

Le Mexique a annoncé que la production de son géant Cantarell Field a commencé à décliner en mars 2006, au rythme de 13 % par an. Toujours en 2006, le vice-président principal de Saudi Aramco , Abdullah Saif, a estimé que ses champs existants diminuaient à un taux de 5 à 12 % par an. Selon une étude des 811 plus grands champs pétrolifères menée début 2008 par Cambridge Energy Research Associates , le taux moyen de déclin des champs est de 4,5 % par an. L'Association pour l'étude du pic pétrolier et gazier était d'accord avec leurs taux de déclin, mais considérait le taux de nouveaux gisements en ligne trop optimiste. L' AIE a déclaré en novembre 2008 qu'une analyse de 800 champs pétrolifères montrait une baisse de la production pétrolière de 6,7% par an pour les champs ayant dépassé leur pic, et qu'elle passerait à 8,6% en 2030. Un taux de déclin annuel plus rapide de 5,1 % dans 800 des plus grands gisements de pétrole du monde pondérés pour la production sur toute leur durée de vie a été rapporté par l' Agence internationale de l'énergie dans leur World Energy Outlook 2008 . L'étude de 2013 de 733 champs géants mentionnée précédemment avait un taux de déclin moyen de 3,83 % qui a été qualifié de « conservateur ».

Contrôle de l'offre

Des entités telles que les gouvernements ou les cartels peuvent réduire l'approvisionnement du marché mondial en limitant l'accès à l'approvisionnement en nationalisant le pétrole, en réduisant la production, en limitant les droits de forage, en imposant des taxes, etc. Les sanctions internationales, la corruption et les conflits militaires peuvent également réduire l'offre.

Nationalisation des approvisionnements en pétrole

Un autre facteur affectant l'offre mondiale de pétrole est la nationalisation des réserves de pétrole par les pays producteurs. La nationalisation du pétrole se produit alors que les pays commencent à privatiser la production pétrolière et à suspendre les exportations. Kate Dourian, rédactrice en chef de Platts pour le Moyen-Orient, souligne que si les estimations des réserves de pétrole peuvent varier, la politique est désormais entrée dans l'équation de l'approvisionnement en pétrole. "Certains pays deviennent interdits. Les grandes compagnies pétrolières opérant au Venezuela se trouvent dans une position difficile en raison de la nationalisation croissante de cette ressource. Ces pays sont désormais réticents à partager leurs réserves."

Selon le cabinet de conseil PFC Energy , seulement 7 % des réserves mondiales estimées de pétrole et de gaz se trouvent dans des pays qui laissent carte blanche à des entreprises comme ExxonMobil. 65% sont entre les mains d'entreprises publiques telles que Saudi Aramco, le reste se trouvant dans des pays comme la Russie et le Venezuela, où l'accès des entreprises d'Europe occidentale et d'Amérique du Nord est difficile. L'étude PFC laisse entendre que des facteurs politiques limitent les augmentations de capacité au Mexique , au Venezuela, en Iran , en Irak , au Koweït et en Russie. L'Arabie saoudite limite également l'expansion des capacités, mais en raison d'un plafond auto-imposé, contrairement aux autres pays. N'ayant pas accès aux pays propices à l'exploration pétrolière, ExxonMobil n'investit pas autant dans la recherche de nouveau pétrole qu'en 1981.

L'influence de l'OPEP sur l'offre

Capacité de production excédentaire de pétrole brut de l'OPEP, 2002-2012 (US EIA)

L'OPEP est une alliance entre 14 pays producteurs de pétrole divers (en janvier 2019 : Algérie, Angola, Équateur, Guinée équatoriale, Gabon, Iran, Irak, Koweït, Libye, Nigéria, République du Congo, Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Venezuela) pour gérer l'approvisionnement en pétrole. Le pouvoir de l'OPEP s'est consolidé dans les années 1960 et 1970 lorsque divers pays ont nationalisé leurs avoirs pétroliers et ont arraché la prise de décision aux « Sept sœurs » (Anglo-Iranian, Socony, Royal Dutch Shell, Gulf, Esso, Texaco, Socal) et créé leurs propres compagnies pétrolières pour contrôler le pétrole. L'OPEP essaie souvent d'influencer les prix en limitant la production. Il le fait en attribuant à chaque pays membre un quota de production. Les membres conviennent de maintenir des prix élevés en produisant à des niveaux inférieurs à ce qu'ils feraient autrement. Il n'y a aucun moyen de faire respecter le quota, de sorte que chaque membre a une incitation individuelle à "tricher" le cartel.

Le négociant en matières premières Raymond Learsy, auteur de Over a Barrel: Breaking the Middle East Oil Cartel , soutient que l'OPEP a formé les consommateurs à croire que le pétrole est une ressource beaucoup plus limitée qu'elle ne l'est. Pour étayer son argument, il souligne les fausses alarmes du passé et une apparente collaboration. Il pense également que les analystes du pic pétrolier ont conspiré avec l'OPEP et les compagnies pétrolières pour créer un « drame fabriqué du pic pétrolier » pour faire monter les prix du pétrole et les bénéfices ; le pétrole avait atteint un peu plus de 30 $/baril à ce moment-là. Un contre-argument a été donné dans le Huffington Post après que lui et Steve Andrews, co-fondateur d'ASPO, aient débattu sur CNBC en juin 2007.

Prédictions

Pub. Faite par Année/plage de pointe Pub. Faite par Année/plage de pointe
1972 Esso Environ 2000 1999 Parker 2040
1972 Les Nations Unies D'ici 2000 2000 AA Bartlett 2004 ou 2019
1974 Hubbert 1991-2000 2000 Duncan 2006
1976 Dép. Royaume-Uni d'énergie Environ 2000 2000 EIE 2021-2067 ; 2037 très probablement
1977 Hubbert 1996 2000 EIE (WEO) Au-delà de 2020
1977 Ehrlich , et al. 2000 2001 Deffeyes 2003–2008
1979 Coquille Plateau d'ici 2004 2001 Goodstein 2007
1981 Banque mondiale Plateau vers 2000 2002 Forgeron 2010–2016
1985 J. Bookout 2020 2002 Campbell 2010
1989 Campbell 1989 2002 Cavallo 2025-2028
1994 LF Ivanhoé Plateau de l'OPEP 2000-2050 2003 Greene, et al. 2020-2050
1995 Petroconsultants 2005 2003 Laherrère 2010–2020
1997 Ivanhoé 2010 2003 Lyncher Pas de pic visible
1997 JD Edwards 2020 2003 Coquille Après 2025
1998 AIE 2014 2003 Simmons 2007–2009
1998 Campbell & Laherrère 2004 2004 Bakhitari 2006–2007
1999 Campbell 2010 2004 CERA Après 2020
1999 Pierre Odell 2060 2004 Énergie PFC 2015–2020
Une sélection d'estimations de l'année du pic de production mondiale de pétrole, compilées par l' Energy Information Administration des États-Unis

En 1962, Hubbert a prédit que la production mondiale de pétrole culminerait à un taux de 12,5 milliards de barils par an, vers l'an 2000. En 1974, Hubbert a prédit que le pic pétrolier se produirait en 1995 « si les tendances actuelles se poursuivent ». Ces prédictions se sont avérées inexactes. Un certain nombre de dirigeants et d'analystes de l'industrie pensent que la production mondiale de pétrole atteindra un pic entre 2015 et 2030, avec une forte probabilité que le pic se produise avant 2020. Ils considèrent que les dates après 2030 sont invraisemblables. Par comparaison, une analyse de 2014 des données de production et de réserves a prédit un pic de production de pétrole vers 2035. Il est difficile de déterminer une fourchette plus précise en raison du manque de certitude quant à la taille réelle des réserves mondiales de pétrole. Le pétrole non conventionnel ne devrait pas actuellement combler le déficit attendu, même dans le meilleur des cas. Pour que le pétrole non conventionnel comble le vide sans « impacts potentiellement graves sur l'économie mondiale », la production de pétrole devrait rester stable après son pic, jusqu'en 2035 au plus tôt.

Les articles publiés depuis 2010 sont relativement pessimistes. Une étude de 2010 de l' Université du Koweït a prédit que la production culminerait en 2014. Une étude de 2010 de l'Université d'Oxford a prédit que la production atteindrait un pic avant 2015, mais sa projection d'un changement bientôt "... d'un marché axé sur la demande à un marché contraint par l'offre... " était incorrect. Une validation en 2014 d'une étude significative de 2004 dans la revue Energy a suggéré qu'il est probable que la production de pétrole conventionnel ait atteint un pic, selon diverses définitions, entre 2005 et 2011. Un ensemble de modèles publiés dans un doctorat de 2014 La thèse prévoyait qu'un pic de 2012 serait suivi d'une baisse des prix du pétrole, qui, dans certains scénarios, pourrait se transformer en une hausse rapide des prix par la suite. Selon le blogueur sur l'énergie Ron Patterson, le pic de la production mondiale de pétrole était probablement autour de 2010.

Les grandes compagnies pétrolières ont atteint un pic de production en 2005. Plusieurs sources en 2006 et 2007 ont prédit que la production mondiale était à son maximum ou au-delà. Cependant, en 2013, les chiffres de l'OPEP ont montré que la production mondiale de pétrole brut et les réserves prouvées restantes atteignaient des niveaux record. Selon Matthew Simmons , ancien président de Simmons & Company International et auteur de Twilight in the Desert : The Coming Saudi Oil Shock and the World Economy , « le pic est l'un de ces événements flous que vous ne connaissez clairement que lorsque vous le voyez à travers un miroir de vue, et d'ici là, une résolution alternative est généralement trop tard."

Conséquences possibles

La large utilisation des combustibles fossiles a été l'un des stimuli les plus importants de la croissance économique et de la prospérité depuis la révolution industrielle , permettant aux humains de participer au démantèlement ou à la consommation d'énergie à un rythme supérieur à celui de son remplacement. Certains pensent que lorsque la production de pétrole diminue, la culture humaine et la société technologique moderne seront obligées de changer radicalement. L'impact du pic pétrolier dépendra fortement du taux de déclin ainsi que du développement et de l'adoption d' alternatives efficaces .

En 2005, le département américain de l'Énergie a publié un rapport intitulé Peaking of World Oil Production: Impacts, Mitigation, & Risk Management . Connu sous le nom de rapport Hirsch , il déclarait : « Le pic de la production mondiale de pétrole pose aux États-Unis et au monde un problème de gestion des risques sans précédent. À l'approche du pic, les prix des carburants liquides et la volatilité des prix augmenteront considérablement et, sans atténuation opportune, les coûts économiques, sociaux et politiques seront sans précédent. Des options d'atténuation viables existent à la fois du côté de l'offre et de la demande, mais pour avoir un impact substantiel, elles doivent être lancées plus d'une décennie avant le pic. Certaines informations ont été mises à jour en 2007.

Prix ​​du pétrole

Prix ​​historiques du pétrole

Prix ​​du pétrole à long terme, 1861-2015 (ligne supérieure corrigée de l'inflation)

Le prix du pétrole était historiquement relativement bas jusqu'à la crise pétrolière de 1973 et la crise énergétique de 1979, lorsqu'il a plus que décuplé au cours de cette période de six ans. Même si le prix du pétrole a considérablement baissé au cours des années suivantes, il n'est jamais revenu aux niveaux antérieurs. Le prix du pétrole a recommencé à augmenter au cours des années 2000 jusqu'à atteindre des sommets historiques de 143 $ le baril (dollars ajustés de l'inflation de 2007) le 30 juin 2008. Comme ces prix étaient bien supérieurs à ceux qui ont causé les crises énergétiques de 1973 et 1979 , ils ont contribué à faire craindre une récession économique similaire à celle du début des années 1980.

Il est généralement admis que la principale raison de la flambée des prix en 2005-2008 était la forte pression de la demande. Par exemple, la consommation mondiale de pétrole est passée de 30 milliards de barils (4,8 × 10 9  m 3 ) en 2004 à 31 milliards en 2005. Les taux de consommation étaient bien supérieurs aux nouvelles découvertes sur la période, qui étaient tombées à seulement huit milliards de barils de pétrole neuf. réserves de pétrole dans de nouvelles accumulations en 2004. ^

Dépréciations d'actifs des compagnies pétrolières 2015

Les augmentations des prix du pétrole ont été en partie alimentées par des informations selon lesquelles la production de pétrole est à pleine capacité ou presque. En juin 2005, l'OPEP a déclaré qu'elle « lutterait » pour pomper suffisamment de pétrole pour répondre aux pressions sur les prix pour le quatrième trimestre de cette année. De 2007 à 2008, la baisse du dollar américain par rapport à d'autres devises importantes a également été considérée comme une raison importante de la hausse des prix du pétrole, car le dollar a perdu environ 14 % de sa valeur par rapport à l'euro de mai 2007 à mai 2008.

Outre les pressions de l'offre et de la demande, des facteurs liés à la sécurité peuvent parfois avoir contribué à l'augmentation des prix, notamment la guerre contre le terrorisme , les lancements de missiles en Corée du Nord , la crise entre Israël et le Liban , la guerre nucléaire entre les États-Unis et l' Iran et les rapports de la US Department of Energy et autres montrant une baisse des réserves de pétrole .

Représente les projections de l'EIA pour le prix du pétrole brut West Texas Intermediate pour 2016-2017

Plus récemment, entre 2011 et 2014, le prix du pétrole brut était relativement stable, fluctuant autour de 100 $ US le baril. Il a fortement chuté à la fin de 2014 pour s'établir en dessous de 70 $ US, où il est resté pendant la majeure partie de 2015. Au début de 2016, il s'échangeait à un creux de 27 $ US. La baisse des prix a été attribuée à la fois à une offre excédentaire et à une demande réduite en raison du ralentissement de l'économie mondiale, de la réticence de l'OPEP à concéder des parts de marché et d'un dollar américain plus fort. Ces facteurs peuvent être exacerbés par une combinaison de politique monétaire et d'endettement accru des producteurs de pétrole, qui peuvent augmenter la production pour maintenir la liquidité.

Le début de la pandémie de COVID-19 a entraîné une baisse des prix du pétrole d'environ 60 dollars le baril à 20 dollars entre janvier et avril 2020 et les prix du marché sont brièvement devenus négatifs. Le 22 avril 2020, les prix au comptant du pétrole brut du Dakota du Nord étaient pour Williston Sweet -46,75 $ et Williston Sour -51,31 $ ( tableaux des prix du pétrole ). Alors que le WTI s'échangeait à 6,46 $. Le prix le plus bas des contrats à terme WTI était supérieur à -37 $ le baril le 20 avril 2020.

Effets des hausses historiques des prix du pétrole

Consommation mondiale d'énergie primaire par type d'énergie

Dans le passé, les augmentations soudaines du prix du pétrole ont conduit à des récessions économiques , telles que les crises énergétiques de 1973 et 1979 . L'effet de l'augmentation du prix du pétrole sur une économie est connu sous le nom de choc des prix . Dans de nombreux pays européens, où les taxes sur les carburants sont élevées , ces chocs de prix pourraient potentiellement être quelque peu atténués en suspendant temporairement ou définitivement les taxes à mesure que les coûts des carburants augmentent. Cette méthode d'atténuation des chocs de prix est moins utile dans les pays où les taxes sur l'essence sont beaucoup plus faibles, comme les États-Unis. Un scénario de référence pour un récent document du FMI a révélé que la production de pétrole en croissance de 0,8 % (par opposition à une moyenne historique de 1,8 %) entraînerait une légère réduction de la croissance économique de 0,2 à 0,4 %.

Des chercheurs du Stanford Energy Modeling Forum ont découvert que l'économie peut mieux s'adapter à des augmentations régulières et graduelles du prix du brut que des embardées sauvages.

Certains économistes prédisent qu'un effet de substitution stimulera la demande de sources d'énergie alternatives , telles que le charbon ou le gaz naturel liquéfié . Cette substitution ne peut être que temporaire, car le charbon et le gaz naturel sont également des ressources limitées.

Avant la flambée des prix du carburant, de nombreux automobilistes ont opté pour des véhicules utilitaires sport plus gros et moins économes en carburant et des camionnettes pleine grandeur aux États-Unis, au Canada et dans d'autres pays. Cette tendance s'est inversée en raison des prix élevés et soutenus du carburant. Les données de ventes de septembre 2005 pour tous les vendeurs de véhicules ont indiqué que les ventes de VUS ont chuté tandis que les ventes de petites voitures ont augmenté. Les véhicules hybrides et diesel gagnent également en popularité.

L'EIA a publié Household Vehicles Energy Use: Latest Data and Trends en novembre 2005 illustrant l'augmentation constante du revenu disponible et de 20 à 30 $ le prix du baril de pétrole en 2004. Le rapport note que « Le ménage moyen a dépensé 1 520 $ en achats de carburant pour le transport. » Selon CNBC, ces dépenses ont atteint 4 155 $ en 2011.

En 2008, un rapport de Cambridge Energy Research Associates indiquait que 2007 avait été l'année du pic de consommation d'essence aux États-Unis et que des prix record de l'énergie entraîneraient un « changement durable » dans les pratiques de consommation d'énergie. Le nombre total de kilomètres parcourus aux États-Unis a culminé en 2006.

Le modèle d'exportation des terres indique qu'après le pic pétrolier, les pays exportateurs de pétrole seront contraints de réduire leurs exportations plus rapidement que leur production diminue en raison de la croissance de la demande interne. Les pays qui dépendent du pétrole importé seront donc touchés plus tôt et plus dramatiquement que les pays exportateurs. Le Mexique est déjà dans cette situation. La consommation intérieure a augmenté de 5,9 % en 2006 dans les cinq plus grands pays exportateurs et leurs exportations ont diminué de plus de 3 %. On a estimé que d'ici 2010, la demande intérieure réduirait les exportations mondiales de 2 500 000 barils par jour (400 000 m 3 /j).

L'économiste canadien Jeff Rubin a déclaré que les prix élevés du pétrole entraîneront probablement une augmentation de la consommation dans les pays développés par le biais d'une démondialisation partielle du commerce manufacturier. La production manufacturière se rapprocherait du consommateur final pour minimiser les coûts du réseau de transport, et donc un découplage de la demande du produit intérieur brut se produirait. Des prix du pétrole plus élevés entraîneraient une augmentation des coûts de transport et, par conséquent, l'industrie manufacturière retournerait dans les pays développés puisque les coûts de transport l'emporteraient sur l'avantage salarial économique actuel des pays en développement. Les recherches économiques menées par le Fonds monétaire international évaluent l' élasticité-prix globale de la demande de pétrole à -0,025 à court terme et à -0,093 à long terme.

Effets agricoles et limites de population

Étant donné que les approvisionnements en pétrole et en gaz sont essentiels aux techniques agricoles modernes, une baisse des approvisionnements mondiaux en pétrole pourrait provoquer une flambée des prix des denrées alimentaires et une famine sans précédent dans les décennies à venir.

Le plus gros consommateur de combustibles fossiles dans l'agriculture moderne est la production d'ammoniac (pour les engrais ) via le procédé Haber , qui est essentiel à une agriculture intensive à haut rendement . L'apport spécifique de combustible fossile à la production d'engrais est principalement le gaz naturel , pour fournir de l' hydrogène par reformage à la vapeur . Avec un approvisionnement suffisant en électricité renouvelable , l'hydrogène peut être produit sans combustibles fossiles en utilisant des méthodes telles que l' électrolyse . Par exemple, la centrale hydroélectrique de Vemork en Norvège a utilisé son surplus de production d'électricité pour produire de l'ammoniac renouvelable de 1911 à 1971.

L'Islande produit actuellement de l'ammoniac en utilisant la production électrique de ses centrales hydroélectriques et géothermiques , car l'Islande a ces ressources en abondance tout en n'ayant pas de ressources nationales en hydrocarbures, et un coût élevé pour l'importation de gaz naturel.

Effets à long terme sur le mode de vie

Consommation mondiale d'énergie pour les transports par type de carburant 2012

Une majorité d'Américains vivent dans des banlieues , un type d'établissement à faible densité conçu autour de l' utilisation universelle de l' automobile personnelle . Des commentateurs tels que James Howard Kunstler soutiennent que parce que plus de 90 % des transports aux États-Unis dépendent du pétrole, la dépendance des banlieues à l'automobile est un mode de vie non viable. Le pic pétrolier empêcherait de nombreux Américains d'acheter du carburant à base de pétrole pour leurs voitures et les obligerait à utiliser d'autres moyens de transport tels que les vélos ou les véhicules électriques . Les options supplémentaires incluent le télétravail , le déplacement vers les zones rurales ou le déplacement vers des zones à plus forte densité, où la marche et les transports en commun sont des options plus viables. Dans ces deux derniers cas, les banlieues peuvent devenir les « bidonvilles du futur ». La question de l'offre et de la demande de pétrole est également une préoccupation pour les villes en croissance dans les pays en développement (où les zones urbaines devraient absorber la plupart des 2,3 milliards d'augmentation de la population mondiale d'ici 2050). Mettre l'accent sur la composante énergétique des futurs plans de développement est considéré comme un objectif important.

La hausse des prix du pétrole, si elle se produit, affecterait également le coût de la nourriture, du chauffage et de l'électricité. Une grande pression serait alors exercée sur les familles actuelles à revenu moyen à faible alors que les économies se contractent du fait de la baisse des fonds excédentaires, ce qui diminue les taux d'emploi. Le rapport Hirsch/US DoE conclut que « sans atténuation en temps opportun, l'équilibre offre/demande mondiale sera atteint par une destruction massive de la demande (pénuries), accompagnée d'énormes augmentations des prix du pétrole, qui créeraient toutes deux une longue période de difficultés économiques importantes dans le monde. "

Les méthodes qui ont été suggérées pour atténuer ces problèmes urbains et suburbains comprennent l'utilisation de véhicules non pétroliers tels que les voitures électriques , les véhicules électriques à batterie , le développement axé sur les transports en commun , les villes sans voiture , les vélos , les nouveaux trains , le nouveau piétonisme, la croissance intelligente , l' espace partagé , consolidation urbaine , les villages urbains et New Urbanism .

Un rapport détaillé de 2009 sur les effets du développement compact par le Conseil national de recherche des États-Unis de l' Académie des sciences , commandé par le Congrès des États-Unis, a établi six conclusions principales. Premièrement, ce développement compact est susceptible de réduire les « miles parcourus par les véhicules » (VMT) dans tout le pays. Deuxièmement, le fait de doubler la densité résidentielle dans une zone donnée pourrait réduire la VMT jusqu'à 25 % s'il est associé à des mesures telles que l'augmentation de la densité de l'emploi et l'amélioration des transports en commun. Troisièmement, ces aménagements à plus forte densité et à usage mixte produiraient à la fois des réductions directes des émissions de CO
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émissions (du fait de moins de conduite) et des réductions indirectes (telles que des quantités inférieures de matériaux utilisés par unité de logement, une climatisation plus efficace, une durée de vie plus longue des véhicules et une livraison plus efficace des biens et services). Quatrièmement, bien que les réductions à court terme de la consommation d'énergie et des émissions de CO
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seraient modestes, que ces réductions deviendraient plus importantes avec le temps. Cinquièmement, qu'un obstacle majeur à un développement plus compact aux États-Unis est la résistance politique des régulateurs de zonage locaux, ce qui entraverait les efforts des gouvernements étatiques et régionaux pour participer à l'aménagement du territoire. Sixièmement, le comité a convenu que les changements dans le développement qui modifieraient les habitudes de conduite et l'efficacité des bâtiments auraient divers coûts et avantages secondaires difficiles à quantifier. Le rapport recommande que les politiques soutenant le développement compact (et en particulier sa capacité à réduire la conduite, la consommation d'énergie et les émissions de CO
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émissions) doit être encouragée.

Une théorie économique qui a été proposée comme remède est l'introduction d'une économie d'état stable . Un tel système pourrait inclure un transfert d'impôt du revenu vers l'épuisement des ressources naturelles (et la pollution), ainsi que la limitation de la publicité qui stimule la demande et la croissance démographique. Cela pourrait également inclure l'institution de politiques qui s'éloignent de la mondialisation et vers la localisation pour conserver les ressources énergétiques, fournir des emplois locaux et maintenir l'autorité de prise de décision locale. Les politiques de zonage pourraient être ajustées pour promouvoir la conservation des ressources et éliminer l'étalement urbain.

Étant donné que l'aviation repose principalement sur les carburéacteurs dérivés du pétrole brut, l'aviation commerciale devrait décliner avec la production mondiale de pétrole.

Atténuation

Pour éviter les graves implications sociales et économiques qu'un déclin mondial de la production pétrolière pourrait entraîner, le rapport Hirsch a souligné la nécessité de trouver des alternatives, au moins dix à vingt ans avant le pic, et d'éliminer progressivement l'utilisation du pétrole au cours de cette période. Ce plan était similaire à un plan proposé pour la Suède la même année. Une telle atténuation pourrait inclure la conservation de l'énergie, la substitution de carburant et l'utilisation de pétrole non conventionnel. Le calendrier des réponses d'atténuation est critique. Un démarrage prématuré ne serait pas souhaitable, mais s'il était lancé trop tard, il pourrait être plus coûteux et avoir des conséquences économiques plus négatives.

La production mondiale annuelle de pétrole brut (y compris le pétrole de schiste, les sables bitumineux, les condensats de concession et les condensats d'usines à gaz, mais à l'exclusion des combustibles liquides provenant d'autres sources telles que les liquides de gaz naturel, la biomasse et les dérivés du charbon et du gaz naturel) est passée de 75,86 millions de barils (12,1 millions de mètres ) en 2008 à 83,16 millions de barils (13,2 millions de m 3 ) par jour en 2018 avec un taux de croissance annuel marginal de 1 %. De nombreux pays développés sont déjà en mesure de réduire la consommation de produits pétroliers dérivés du pétrole brut. La consommation de pétrole brut dans les pays exportateurs de pétrole (OPEP et pays non OPEP), la Chine et l'Inde a augmenté au cours de la dernière décennie. Les deux principaux consommateurs, la Chine (deuxième au niveau mondial) et l'Inde (troisième au niveau mondial), prennent de nombreuses mesures pour ne pas augmenter leur consommation de pétrole brut en encourageant les options d'énergie renouvelable. Ce sont les signes clairs que le pic de production de pétrole dû à la baisse de la consommation de pétrole brut (et non à la baisse de la disponibilité) est imminente dans les prochaines années, mandaté par des moyens/sources énergétiques alternatifs moins chers. Au cours de l'année 2020, la consommation de pétrole brut diminuerait par rapport à l'année précédente en raison de la pandémie de COVID-19 .

Aspects positifs

La permaculture considère le pic pétrolier comme un énorme potentiel de changement positif, en supposant que les pays agissent avec prévoyance. La reconstruction des réseaux alimentaires locaux, la production d'énergie et la généralisation de la « culture de la descente énergétique » sont présentées comme des réponses éthiques à la reconnaissance des ressources fossiles finies. Majorque est une île qui diversifie actuellement son approvisionnement énergétique des combustibles fossiles vers des sources alternatives et revient sur les méthodes traditionnelles de construction et de permaculture.

Le mouvement Transition Towns , lancé à Totnes , Devon et diffusé internationalement par "The Transition Handbook" ( Rob Hopkins ) et Transition Network, considère la restructuration de la société pour plus de résilience locale et de gérance écologique comme une réponse naturelle à la combinaison du pic pétrolier et changement climatique.

des reproches

Arguments généraux

La théorie du pic pétrolier est controversée et est devenue un sujet de débat politique aux États-Unis et en Europe au milieu des années 2000. Les critiques ont fait valoir que les réserves de pétrole nouvellement découvertes avaient prévenu un pic pétrolier. Certains ont fait valoir que la production de pétrole à partir de nouvelles réserves de pétrole et de champs existants continuera d'augmenter à un rythme supérieur à la demande, jusqu'à ce que des sources d'énergie alternatives pour la dépendance actuelle aux combustibles fossiles soient trouvées. En 2015, les analystes des industries pétrolière et financière affirmaient que « l'ère du pétrole » avait déjà atteint une nouvelle étape où l'offre excédentaire apparue fin 2014 pourrait se poursuivre. Un consensus se dégageait sur le fait que les parties à un accord international introduiraient des mesures pour limiter la combustion des hydrocarbures dans le but de limiter la hausse de la température mondiale à la valeur nominale de 2 °C qui, selon les scientifiques, limiterait les dommages environnementaux à des niveaux tolérables.

Un autre argument contre la théorie du pic pétrolier est la demande réduite de diverses options et technologies de substitution du pétrole . Le financement fédéral américain pour développer des carburants à base d'algues a augmenté depuis 2000 en raison de la hausse des prix des carburants. De nombreux autres projets sont financés en Australie, en Nouvelle-Zélande, en Europe, au Moyen-Orient et ailleurs et des entreprises privées se lancent sur le terrain.

Représentants de l'industrie pétrolière

Le président des opérations américaines de Royal Dutch Shell , John Hofmeister, tout en convenant que la production de pétrole conventionnel commencerait bientôt à décliner, a critiqué l'analyse de la théorie du pic pétrolier par Matthew Simmons pour être « trop focalisée sur un seul pays : l'Arabie saoudite, le plus grand exportateur et producteur swing de l' OPEP ." Hofmeister a souligné les grandes réserves du plateau continental extérieur américain , qui contenaient environ 100 milliards de barils (16 × 10 9  m 3 ) de pétrole et de gaz naturel. Cependant, seulement 15 % de ces réserves étaient actuellement exploitables, dont une bonne partie au large des côtes du Texas, de la Louisiane, du Mississippi et de l'Alabama. ^

Hofmeister a également souligné les sources de pétrole non conventionnelles telles que les sables bitumineux du Canada, où Shell était active. On pense que les sables bitumineux canadiens, une combinaison naturelle de sable, d'eau et de pétrole que l'on trouve principalement en Alberta et en Saskatchewan, contiennent mille milliards de barils de pétrole. Un autre billion de barils serait également piégé dans les roches du Colorado, de l'Utah et du Wyoming, sous la forme de schiste bitumineux . Les écologistes soutiennent que les principaux obstacles environnementaux, sociaux et économiques rendraient l'extraction du pétrole de ces régions excessivement difficile. Hofmeister a fait valoir que si les compagnies pétrolières étaient autorisées à forer davantage aux États-Unis suffisamment pour produire 2 millions de barils supplémentaires par jour (320 × 10 3  m 3 /j), les prix du pétrole et du gaz ne seraient pas aussi élevés qu'ils l'étaient à la fin années 2000. Il pensait en 2008 que les prix élevés de l' énergie provoqueraient des troubles sociaux similaires aux émeutes de Rodney King en 1992 . ^

En 2009, le Dr Christof Rühl, économiste en chef de BP , s'est opposé à l'hypothèse du pic pétrolier :

Le pic pétrolier physique, que je n'ai aucune raison d'accepter comme une affirmation valable, que ce soit pour des raisons théoriques, scientifiques ou idéologiques, serait insensible aux prix. ... En fait toute l'hypothèse du pic pétrolier - qui est qu'il y a une certaine quantité de pétrole dans le sol, consommée à un certain rythme, et puis c'est fini - ne réagit à rien... Donc il n'y aura jamais un moment où le monde manque de pétrole car il y aura toujours un prix auquel la dernière goutte de pétrole pourra dégager le marché. Et vous pouvez transformer n'importe quoi en pétrole si vous êtes prêt à en payer le prix financier et environnemental… (Le réchauffement climatique) est probablement plus une limite naturelle que toutes ces théories du pic pétrolier réunies. … Le pic pétrolier est prédit depuis 150 ans. Cela ne s'est jamais produit, et cela restera ainsi.

—  Dr Christof Rühl, BP

Rühl a fait valoir que les principales limites de la disponibilité du pétrole sont des facteurs « au-dessus du sol » tels que la disponibilité du personnel, de l'expertise, de la technologie, de la sécurité des investissements, des fonds et du réchauffement climatique, et que la question du pétrole concernait le prix et non la disponibilité physique.

En 2008, Daniel Yergin de CERA a suggéré qu'une récente phase de prix élevés pourrait s'ajouter à une future disparition de l'industrie pétrolière, non pas à un épuisement complet des ressources ou à un choc apocalyptique, mais à la mise en place rapide et fluide d'alternatives. Yergin a ajouté : « C'est la cinquième fois que le monde manque de pétrole. À chaque fois, que ce soit la « famine de l'essence » à la fin de la Première Guerre mondiale ou la « pénurie permanente » des années 1970 - la technologie et l'ouverture de nouvelles zones frontalières ont banni le spectre du déclin. Il n'y a aucune raison de penser que la technologie est terminée cette fois. "

En 2006, Clive Mather, PDG de Shell Canada, a déclaré que l'approvisionnement de la Terre en hydrocarbures bitumineux était "presque infini", faisant référence aux hydrocarbures dans les sables bitumineux .

Autres

En 2006, l'avocat et ingénieur mécanicien Peter W. Huber a affirmé que le monde était à court de "pétrole bon marché", expliquant qu'à mesure que les prix du pétrole augmentaient, les sources non conventionnelles devenaient économiquement viables. Il a prédit que "[l]es sables bitumineux de l'Alberta contiennent à eux seuls suffisamment d'hydrocarbures pour alimenter la planète entière pendant plus de 100 ans".

Le journaliste environnementaliste George Monbiot a répondu à un rapport de 2012 de Leonardo Maugeri en suggérant qu'il y a plus qu'assez de pétrole (provenant de sources non conventionnelles) pour que le capitalisme « fasse frire » le monde avec le changement climatique. Stephen Sorrell, maître de conférences Science and Technology Policy Research , Sussex Energy Group, et auteur principal du rapport UKERC Global Oil Depletion, et Christophe McGlade, doctorant à l'UCL Energy Institute ont critiqué les hypothèses de Maugeri sur les taux de déclin.

Les pics

Au cours de la première décennie du XXIe siècle, principalement aux États-Unis, des croyances largement répandues dans l'imminence du pic pétrolier ont conduit à la formation d'une vaste sous-culture de « pics » qui ont transformé leur vie en réponse à leur croyance et à leurs attentes en le pic pétrolier lié à l'offre (c'est-à-dire aux ressources limitées). Ils se sont rencontrés lors de conférences nationales et régionales. Ils ont également discuté et planifié la vie après le pétrole, bien avant que cela ne devienne un sujet de discussion régulier en ce qui concerne le changement climatique.

Les chercheurs estiment qu'à l'apogée de cette sous-culture, il y avait plus de 100 000 "pics" inconditionnels aux États-Unis. La popularité de cette sous-culture a commencé à diminuer vers 2013, car un pic dramatique n'est pas arrivé, et comme les combustibles fossiles « non conventionnels » (tels que les sables bitumineux et le gaz naturel via l' hydrofracturation ) semblaient prendre le relais dans le contexte de la baisse de " pétrole "classique".

Voir également

Les références

Remarques

Citations

Plus d'informations

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Des articles

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