LES NOUVELLES TERRES DE L'OR NOIR
Par PAR LUDOVIC DUPIN - Publié le | L'Usine Nouvelle n° 3260ENQUêTE Des eaux profondes du Brésil aux eaux glacées de l'océan Arctique, les majors pétrolières dégainent des centaines de milliards de dollars pour faire face à un risque de sous-approvisionnement des marchés en pétrole.
Ce mardi 18 octobre 2011, le visage de Fatih Birol, le chef économiste à l'Agence internationale de l'énergie (AIE), est sombre. Dans les bureaux de l'OCDE à Paris, l'homme ouvre les rencontres interministérielles de l'énergie devant les représentants de 38 pays. Une donnée résume son intervention : 38 000 milliards de dollars. Ce chiffre est le montant des investissements que les États et les énergéticiens devront réaliser d'ici à 2035 dans les infrastructures pour sustenter la soif énergétique du monde. Sur cette somme, 10 000 milliards concernent le pétrole. Si cet argent n'est pas trouvé, l'AIE prédit un « avenir terrible ».
On comprend mieux l'avertissement lorsque l'on se penche sur le présent. Comme pour les dettes d'État, le monde vivrait au-dessus de ses moyens. La consommation actuelle de pétrole s'élève à 87,9 millions de barils par jour, alors que le monde n'en produit que 87,3 millions. « Le renouvellement des réserves de gaz et de pétrole a pris du retard ces dernières années à cause de la crise et de la complexité croissante de l'extraction des ressources », analyse Philippe Crouzet, le PDG de Vallourec. Ce n'est pas la seule raison. À la frilosité des pétroliers, s'est ajouté l'appétit croissant des pays émergents. « Depuis quatre ans, la consommation de pétrole croît hors de l'OCDE. Au Brésil, la demande a augmenté de 19 % en 2010 », souligne José Sergio Gabrielli de Azevedo, le PDG du brésilien Petrobras. Selon l'AIE, en 2035, la consommation pourrait atteindre les 99 millions de barils. Cela représente un énorme défi à relever, alors que la production des champs existants décline (lire l'encadré page 34). « Il faudrait que le monde ajoute l'équivalent de quatre Arabie saoudite ou de dix mers du Nord dans les dix ans, rien que pour maintenir l'offre à son niveau actuel », pointe Peter Voser, le PDG de Shell.
Face à ces prédictions qui donnent le tournis, les pétroliers ne peuvent plus se permettre d'excès de prudence et doivent partir à la conquête de territoires. Alors que les investissements en exploration - production avaient baissé à 420 milliards de dollars en 2009, crise oblige, ils ont atteint 542 milliards en 2011 et visent 600 milliards en 2012. L'activité géophysique a suivi le même chemin. Son budget mondial avait baissé à 11,5 milliards de dollars en 2010, avant de remonter à 12,5 milliards en 2011. Et ce malgré un moratoire dans l'exploration décrété en 2010 pour le golfe du Mexique, et la réduction de l'activité géophysique en Afrique suite au printemps arabe. Ce renouveau est porté par les huit majors : BP, Chevron, ConocoPhillips, ENI, ExxonMobil, Shell, Statoil et Total. Elles ont assuré 27,5 % de ces investissements, alors qu'elles ne contrôlent que 9 à 10 % des réserves. À la différence des compagnies nationales, elles ne peuvent se reposer sur de vastes champs facilement exploitables. Elles doivent défricher les nouvelles terres de l'or noir. Si les champs conventionnels ont absorbé 60 % de leurs efforts, contre 40 % pour les ressources non conventionnelles, cette proportion s'inversera d'ici à 2016. Les sables bitumineux du Canada seront ainsi l'objet du « projet industriel le plus ambitieux au monde », selon Joe Oliver, le ministre des Ressources naturelles canadien. Environ 500 milliards de dollars seront nécessaires dans les quatre ans à venir pour exploiter cette huile complexe et chère. Avec un baril facturé 100 à 110 dollars, les 175 milliards de barils que contiendraient ces sables deviennent alléchants et les investisseurs se pressent. « Le Canada est une source d'énergie fiable, car notre pays est démocratique et stable », justifie le ministre.
L'avenir des ressources non conventionnelles
L'autre terrain de jeu des majors, ce sont les anciens champs matures qu'il faut remettre sur le chemin de la production : ceux du Moyen-Orient et d'Afrique du Nord, touchés par des conflits ou des blocus, qui exigent d'importants investissements pour produire à nouveau. Et les vieux puits abandonnés, jugés trop chers à exploiter, mais redevenant rentables. On les trouve notamment en Europe. En mer du Nord, où l'on vient de découvrir des « big cats » (des gisements de plus de 200 millions de barils) et un « elephant » (500 millions de barils), les opérateurs sont à la recherche de technologies d'amélioration de la récupération de pétrole. Elles permettraient d'exploiter 60 % de la réserve d'un puits, contre 40 % avec les anciennes techniques.
Surchauffe du secteur et risque de récession
L'un des territoires les plus prometteurs est l'offshore. D'ici à 2015, environ 50 milliards de dollars vont être investis pour forer 1 300 puits en mer. Certains évoquent la possibilité d'atteindre les 3 000 forages dans le monde. « Cela traduit une véritable surchauffe du secteur : 1 300 puits c'est la capacité industrielle maximale », analyse Nathalie Alazard-Toux, la directrice économie et veille à l'Institut français du pétrole énergies nouvelles (Ifpen). Une grande partie de ces puits prendra place dans les champs présalifères brésiliens. Le pays veut produire 7 millions de barils par jour en 2020, contre 2 millions aujourd'hui. On en trouvera aussi dans le Grand Nord, dans l'océan Arctique, où se terrent environ 90 milliards de barils de pétrole. Le russe Rosfneft et ExxonMobil se sont associés pour produire dès 2015 au nord de la Russie. Total a également passé un accord avec le russe Novatek pour explorer au nord du cercle polaire, dans la péninsule de Yamal. Cette nouvelle ruée vers le pétrole se traduit par de grands mouvements de troupes. Total, longtemps considéré comme une belle endormie, est un bon exemple. En moins de deux ans, le groupe français a acquis 170 000 km² de permis, élevant son portefeuille à 680 000 km². La moitié l'a été dans de nouveaux territoires : Ouganda, Égypte, Malaisie... Le groupe n'a pas hésité à s'associer sur des projets audacieux. Aux côtés de Tullow et de Shell, Total a participé au forage exploratoire en Guyane française à 150 kilomètres de Cayenne. Un investissement de 200 millions de dollars laissant entrevoir un réservoir qualifié « d'elephant ».
Des investissements massifs, des zones pétrolifères pleines de promesses... L'AIE n'en fait-elle pas trop quand elle prédit un avenir funeste ? « Les réserves sont bien là, mais le vrai défi est de les mettre en production », juge Yves-Louis Darricarrère, le directeur général exploration et production de Total. Si les industriels se heurtent à une complexité technologique croissante, ils se méfient aussi d'un environnement géopolitique complexe. « Il existe un véritable risque que les investissements pétroliers soient reportés en Afrique du Nord et au Moyen-Orient suite au printemps arabe », souligne David Fyfe, le directeur de la division marchés et secteur pétroliers à l'AIE. Fatih Birol, l'économiste en chef de l'AIE, constate « des signes de réticence à investir dans ces pays ». Un autre danger est l'apparition d'une récession économique majeure qui ralentirait encore les investissements. « Il faut garder un oeil sur l'Amérique du Nord. C'est la zone qui réagira le plus rapidement s'il faut réajuster les investissements », juge Olivier Appert, le président de l'Ifpen.
La situation est donc ultra-tendue. Et rien ne semble capable d'adoucir la situation. Rien, à moins qu'un « game-changer » ne fasse son entrée : les huiles de schistes. Comme les gaz du même nom, ce pétrole non conventionnel est stocké dans des roches mères. Il est exploitable par des puits horizontaux et par la fracturation hydraulique. Seuls les États-Unis en produisent, à hauteur de 360 000 barils par jour. Mais les opérateurs commencent à prendre des permis hors des États-Unis comme Hess et Sinopec en Chine, ou ExxonMobil en Sibérie. La France, elle-même, aurait un potentiel en la matière. Le Bassin parisien, auquel s'était intéressé Toréador, pourrait contenir 80 milliards de barils en place, dont 5 à 10 % seraient récupérables... Encore faut-il pouvoir s'en assurer. Et en France, pour l'instant, il est interdit d'explorer...
PLUS RICHE QUE L'ARABIE SAOUDITE 175 MILLIARDS DE BARILS La Canada est assis sur un océan de sable bitumineux. Longtemps, cette ressource a été inexploitable en raison de son coût de rentabilité supérieur à 80 dollars du baril. Aujourd'hui, elle attire les plus grands investissements en Amérique du Nord : 500 milliards de dollars dans les années à venir. Selon le ministre des Ressources naturelles, Joe Oliver, le pays espère porter ses réserves à 315 milliards de barils, soit plus que l'Arabie saoudite (264,5milliards de barils). L'Union européenne juge pour sa part l'empreinte carbone de cette extraction bien trop lourde.
LE MONDE DE L'OFFSHORE ULTRAPROFOND 60 À 80 MILLIARDS DE BARILS Si la marée noire d'avril 2010 a complexifié l'administratif, elle n'a pas refroidi les ambitions des pétroliers dans le golfe du Mexique. Il s'agit d'une zone mature où les réservoirs en offshore peu profond sont déjà largement forés. Mais le golfe recèle encore des géants en offshore ultraprofond. Ainsi, ExxonMobil annonçait en juin la découverte de deux gisements pétroliers, pour un potentiel de 700 millions de barils à 2 100 mètres de profondeur. Chevron, de son côté, a investi 4 milliards de dollars dans son gisement Big Foot de 200 millions de barils, à plus de 1 500 mètres sous l'eau.
UNE ZONE MATURE PLEINE DE SURPRISES 10 MILLIARDS DE BARILS Explorée dès les années 1970, la mer du Nord voit sa production baisser. Pour autant, cette zone réserve quelques bonnes surprises. Début octobre, l'opérateur norvégien Statoil a revu à la hausse les réserves du gisement d'Aldous Major South de 1,7 à 3,3 milliards de barils, la plus importante découverte depuis 1980. À la fin août déjà, Statoil, avec Total, venait d'identifier deux réservoirs de 200 et 400 millions de barils. Côté britannique, BP, ConocoPhillips, Chevron et Shell installent deux plates-formes aux larges des îles Shetland sur le champ de Clair, une formation de 640 millions de barils.
LA DERNIÈRE FRONTIÈRE 90 MILLIARDS DE BARILS * Aucune réserve prouvée de pétrole, mais les estimations y sont parmi les plus prometteuses au monde. Des champs onshore au Canada et en Alaska sont déjà en exploitation, d'autres sont identifiés en Russie. Mais la réelle croissance proviendra de l'offshore. Un environnement complexe, où il faut tenir compte de la dérive des icebergs et du froid intense qui rend le pétrole difficile à pomper. Les projets offshore les plus avancés concernent le gaz et se situent dans la péninsule de Yamal et en mer de Barents.
LA MANNE DES CHAMPS PRÉSALIFÈRE 14,2 MILLIARDS DE BARILS Sur les dix dernières années, un tiers des découvertes pétrolières offshore s'est fait au Brésil. Le pays possède un trésor géologique, les champs présalifères au sud Rio de Janeiro. Leur exploitation est un défi : 2 000 mètres d'eau, 2 000 mètres de sel et 2 000 mètres de roches. Petrobras, l'opérateur national, mène un plan d'investissement de 224 milliards de dollars sur la période 2010-2014 pour passer ces obstacles. Une manne qui a attiré de nombreux experts parapétroliers, tels les français Vallourec ou Technip.
UN NOUVEAU CONCEPT DE L'OFFSHORE 60 À 80 MILLIARDS DE BARILS Déjà fortement foré, le golfe de Guinée s'est découvert de nouvelles formations géologiques riches en huile, en offshore ultraprofond. Le mérite en revient à Tullow Oil. Le britannique a identifié en 2007 le champ Jubilee à 60 kilomètres des côtes du Ghana et à 2 000 mètres de profondeur. Doté de 600 millions de barils, il a été mis en production en quatre ans, un record de vitesse. Depuis, les découvertes se sont multipliées au Ghana, mais aussi en Guyane française. Sur cette « marche géologique soeur », Tullow Oil, Shell, Total et Northpet ont trouvé un champ de type ghanéen très prometteur au large de Cayenne.
BESOIN DE MODERNISATION 800 MILLIARDS DE BARILS Si l'Arabie saoudite, le Qatar ou le Koweït sont équipés de puits pétroliers contenant plus d'électronique qu'un rover martien, d'autres pays pâtissent d'un fort besoin de modernisation. L'Irak, en premier lieu, produit aujourd'hui 2,7 millions de barils par jour, mais ambitionne d'atteindre 12 millions de barils par jour en 2017. La Libye, qui produisait 1,6 million de barils par jour avant guerre, est tombée aujourd'hui à 400 000 barils. Son potentiel réel serait pourtant de 3 millions de barils quotidiens. Des problématiques similaires se retrouvent en Égypte et en Iran.
Fin 2010, le monde disposait de réserves de pétrole estimées à 1 382 milliards de barils, selon le BP Statistical Review. Au rythme actuel de 30 milliards de barils extraits par an, cela représente 46,2 années de production. Ce chiffre n'est pas prêt de baisser. Les réserves estimées ont déjà enflé de près de 280 milliards de barils depuis 2000. Un accroissement tiré par la hausse des prix, qui a stimulé l'exploitation et la recherche de pétroles plus coûteux à extraire. C'est l'offshore qui a principalement bénéficié de la puissance d'ingénierie des Technip, Saipem et autres Haliburton. D'une part, il est devenu possible d'aller chercher des pétroles en eaux profondes et ultraprofondes, comme au Brésil. D'autre part, le raccordement de champs satellites de plus en plus éloignés à des installations lourdes déjà en mer est monté en puissance. Cette évolution des techniques a modifié la géographie pétrolière. Alors que le Moyen-Orient concentrait 65,7 % du pétrole en 1990, sa part est passée à 54,4 % en 2010. Dans le même temps, celle de l'Amérique du Sud a grimpé de 8,9 % à 17,3 %. Le centre de gravité des réserves devrait continuer de se déplacer vers le continent américain avec la prise en compte des ressources non conventionnelles comme les huiles extra-lourdes du Venezuela, les sables bitumineux du Canada et, bientôt, les huiles de schiste. Encore faut-il exploiter les réserves. C'est là que le bât blesse : la production ne progresse pas assez vite pour suivre l'accroissement de la consommation. En 2010, la planète a épuisé 87,9 millions de barils par jour, mais n'en a produit que 87,3 millions. En cause, notamment, le pétrole conventionnel qui a atteint son « pic » en 2006 selon l'Agence internationale de l'énergie. Avec la moitié des ressources consommée (1 200 milliards de barils) à cette date, la production de pétrole conventionnel ne peut théoriquement que baisser. De 70 millions de barils par jour en 2006, elle fluctue aujourd'hui entre 68 et 69 millions. Les ressources non conventionnelles (offshore profond compris) doivent monter en puissance pour prendre le relais. « Le pic du pétrole facile est derrière nous, mais le pic du pétrole complexe est encore devant », tranche Val Brock, le directeur de l'innovation chez Shell.
Une fois la maturité atteinte, la production d'un puits de pétrole décroît, à un taux dit de déplétion estimé à entre 3 et 4 % par an selon les experts. Mais cette valeur est remise en question. Thierry Pilenko, le PDG de Technip lance : « Ce taux de déplétion est plus élevé que prévu. Cette valeur est le plus grand secret de l'industrie. » En 2009, l'Agence internationale de l'énergie l'estimait aux alentours de 6,7 %. Certains acteurs français du pétrole parlent de 7 %. Ainsi, la production globale en mer du Nord britannique est passée de 2,9 millions de barils par jour en 1999 à 1,34 million en 2010, soit un taux de déplétion de 6,5 % par an. Rapporté à la production mondiale, cette baisse a des conséquences significatives. Comme l'explique Colette Lewiner, chargée de l'énergie chez Capgemini : « Entre 40 et 50 millions de barils de pétrole par jour de nouvelles capacités seront nécessaires d'ici à 2030 pour compenser la baisse de production des champs existants. C'est la moitié de la production mondiale actuelle et plus de deux fois celle du Moyen-Orient. »
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