Documentation > Oil, gas, coal, and friends > Trying to foresee the future > When does the world oil production peak ?
Pic, vous avez dit pic ? Un pic, c'est bien une montagne un peu pointue ? Quel rapport avec le pétrole ? Cette expression de "pic de production", qui commence à pointer le bout de son nez dans les débats publics, n'est en fait qu'une traduction un peu parlante d'une expression mathématique qui serait beaucoup moins sexy dans les discussions, même si elle est d'une banalité affligeante pour les mathématiciens : le maximum d'une fonction.
La fonction en question, ici, est la production de pétrole. En effet, la majeure partie des discours sur le pétrole se focalise sur les réserves, mais ces réserves ne servent qu'à une chose : alimenter une production. Or la production, qu'il s'agisse de celle d'un champ, d'un pays, ou de la planète dans son ensemble, obéit à une même loi : elle part de zéro si nous allons suffisemment loin dans le passé (c'est facile à vérifier !), passe à un moment ou à un autre par un maximum absolu (avec éventuellement des maximums secondaires), puis décline vers zéro. Comme il s'agit d'une loi, la mauvaise nouvelle est qu'il n'y a pas moyen d'y échapper.
Pourquoi donc avons nous une loi ? A cause des mathématiques et... de la durée de formation du pétrole. En effet, il faut quelques centaines de millions d'années pour convertir du plancton en ce précieux liquide. A l'échelle des temps historiques (quelques siècles, voire quelques milliers d'années) nous pouvons considérer que la quantité de pétrole qui va aller s'ajouter à celle déjà présente dans le sous-sol est rigoureusement nulle (en fait il y aura 0,001% d'augmentation !). De ce fait, la quantité totale de pétrole que nous avons dans le sous-sol est donnée une fois pour toute au début de la civilisation industrielle et Dame Nature n'a pas prévu de nous réalimenter en cours de partie.
De ce fait, la quantité de pétrole que nous pouvons extraire du sol a une limite supérieure fixée une fois pour toutes : la quantité de pétrole contenue dans le sol au début de la civilisation industrielle. Dès lors :
il n'est pas possible de tirer du sol une quantité de pétrole qui croîtra chaque année sans limites (sinon le sous-sol renferme une quantité infinie de pétrole !) ; et si la production ne peut pas croître sans limites c'est qu'elle finira par se stabiliser ou décroître un jour,
Exemple de production mondiale de pétrole impossible. La quantité disponible dans le sous-sol serait infinie.
Autre exemple de production mondiale de pétrole impossible. La quantité disponible dans le sous-sol serait aussi infinie.
Même une production indéfiniment constante de pétrole est impossible. La quantité disponible dans le sous-sol serait toujours infinie.
En fait, nous pouvons essayer toutes sortes de courbes de production, et nous nous rendrons compte que si nous devons respecter une limite supérieure à la quantité que nous pouvons extraire du sol (ce qui, en langage mathématique, signifie que l'intégrale de -∞ à +∞ de la fonction d'extraction a une limite supérieure), alors la fonction d'extraction doit partir de zéro, passer par un maximum puis tendre à nouveau vers zéro. Cette conclusion se démontre même de manière mathématique.
Aspect général d'une courbe de production issue d'un stock donné une fois pour toutes, qu'il s'agisse d'un champ de pétrole, d'une zone pétrolière plus vaste, ou de la planète dans son ensemble (et cette loi s'appliquera aussi à tous les minerais métalliques, dont le stock initial est fixé une fois pour toutes). Comme nous le verrons ci-dessous il peut y avoir plusieurs bosses bien individualisées, mais un maximum absolu et un déclin vers zéro si on attend suffisemment longtemps sont inexorables. La quantité totale de pétrole extraite - le cumul de l'extraction - correspond à la zone hachurée sous la courbe, et elle est au plus égale au stock extractible de départ. En langage mathématique, on utilise le terme "intégrale" pour désigner cette surface. |
La question de savoir si la production mondiale de pétrole passera par un pic et connaîtra un déclin est donc résolue : c'est oui. Le débat est-il terminé pour autant ? Que nenni, car alors se posent d'innombrables autres questions, dont les deux principales sont :
Répondre à la deuxième question suppose de connaître à peu près la "tête" de la fonction d'extraction pour le monde dans son ensemble, et répondre à la première suppose de connaître en plus la valeur approximative de son cumul (c'est-à-dire la quantité totale de pétrole qui finira par sortir de terre, encore appelés les réserves ultimes).
Dans les deux cas de figure (pour la date du pic ou la forme de la courbe de production après le pic) la recette est la même : la prospective se base sur les découvertes passées, dans la zone étudiée ou ailleurs, et la production passée, dans la zone étudiée ou ailleurs (regarder ailleurs permet d'élargir sa base de données sur le lien entre découvertes et production). En simplifiant à peine, le raisonnement est le suivant :
Sur ce dernier point, l'exemple le plus fameux (historiquement) est celui des Etats Unis, où la production a suivi, avec un décalage à peu près constant (35 ans environ), la courbe des découvertes. Cette correspondance, remarquée par King Hubbert, un géologue de Shell, lui a permis de prédire en 1959 le pic de production des USA avec 11 ans d'avance (c'est la raison pour laquelle le pic de production du pétrole pour une zone ou pour le monde s'appelle parfois le "pic de Hubbert").
En Vert : courbe des découvertes annuelles aux Etats Unis, en moyenne glissante sur 5 ans (en milliards de barils découverts par an). En noir, gaussienne modélisant approximativement le rythme des découvertes. En rouge, production annuelle aux USA, en milliards de barils. En rouge fin, gaussienne des découvertes décalée de 35 ans. On constate qu'elle se confond presque parfaitement avec la courbe de production. En d'autres termes, une bonne prévision de la production s'obtient en décalant la courbe des découvertes, ce qui permet de "prédire" le pic de production quand on a une visibilité suffisemment ancienne sur les découvertes. Source : Jean Laherrère, 2003 |
Pour chaque zone dans le monde, on peut établir le délai moyen qui sépare un niveau donné de découvertes du même niveau de production. Le graphique suivant donne l'exemple de la Norvège.
Ce graphique donne la durée qui sépare les découvertes de la production en Norvège, pour un pourcentage donné des réserves ultimes (ici "ultimate discovery" = réserves ultimes). Ainsi, il a fallu environ 20 ans pour passer de la découverte de 20% des réserves ultimes (ce qui correspond à la graduation 0,2 sur l'axe des abcisses) à la production de 20% des réserves ultimes. Il a fallu 22 ans pour passer de la découverte de 40% des réserves ultimes à leur production, et... idem pour 60% des réserves ultimes. Dans ce bassin mature, l'hypothèse raisonnable est donc de dire que le pic de production se situera plus ou moins 22 ans derrière le pic des découvertes. Et de fait la moitié des réserves ultimes avait été découverte peu avant 1980, et le pic a eu lieu en 2000. Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009 |
Maintenant que nous avons compris le principe de l'affaire (le pic est obligatoire, sa "prévision" se base sur le potentiel de ressources de la zone - de mieux en mieux connu au fur et à mesure que la prospection y est ancienne - et le décalage permettant de passer des découvertes à la production, qui permet de préciser la forme de la courbe de production) alors nous pouvons présenter des résultats représentatifs de ce qui est obtenu par les experts pétroliers qui ont publié ce calcul.
Rappelons un fait essentiel : il faut une hypothèse sur la quantité totale de pétrole qui sera extraite du début à la fin de l'histoire du pétrole (les réserves ultimes) pour proposer une date et une "hauteur" (un niveau de production) pour le pic, et la valeur de cette quantité ne fait pas l'objet d'un consensus international. Les données permettant de calculer cette valeur ne sont pas toutes publiques, donc chaque personne qui s'exprime travaille avec son propre jeu de données, obtenu auprès de sources fiables... ou pas ! Mais le principe est toujours le même, et la manière dont les choses sont vues par tous les experts est résumée dans le graphique qui suit.
Ce graphique résume la manière dont on passe des découvertes mondiales de pétrole extractible (en vert puis en noir pointillé) à la production (en rouge puis en courbes pointillées de couleurs diverses). La courbe verte présente les découvertes de pétrole extractible (il s'agit donc de l'évaluation 2P faite à la date de découverte) pour le monde dans son ensemble, depuis 1930 (source Exxon). Notons un fait bien connu des pétroliers mais beaucoup moins du grand public : cela fait 45 ans que nous sommes passés par le maximum des découvertes annuelles, qui déclinent depuis les années 1960, et sont désormais inférieures de moitié à la production (mais cela n'empêche pas les réserves prouvées de continuer à croître, pour des raisons de nomenclature ou... de bluff !). Le total des découvertes de pétrole extractible, arrêté à fin 2008 sur ce schéma, se monte à environ 2000 milliards de barils. La courbe rouge présente la production mondiale depuis la même date, qui est sensiblement de même forme que la courbe des découvertes "lissée", avec un décalage dans le temps d'environ 45 ans. Que va-t-il se passer ensuite ?
Accessoirement (encore que !) ce graphique présente le pronostic de l'Institut Français du Pétrole, en la personne (à l'époque) de Yves Mathieu : à partir de 2010, le monde entre en "peak oil technique permanent" sous forme d'un plateau qui dure jusqu'en 2020 ou 2030 avant un déclin marqué. Source : Yves Mathieu, Institut Français du Pétrole, 2009 |
Nous allons maintenant présenter un "pronostic" (probablement plus fiable que celui du PMU !) pour la production par zone. Pour les courbes qui suivent (le document complet dont elles sont issues peut se télécharger en cliquant sur ce lien), les experts impliqués dans leur élaboration sont d'anciens cadres de direction dans les domaines techniques directement concernés. Personnellement je considère donc qu'elles constituent une bonne indication de ce que sera la réalité, en ce sens que la date et le niveau du pic réel ne diffèrera pas sensiblement de ce qui est proposé ci-dessous... dans un monde à peu près stable.
En effet, si nous avons une guerre thermonucléaire, ou le retour de l'esclavagisme pour sortir à tout prix et le plus vite possible le pétrole contenu dans les découvertes passées, la courbede production future aura un aspect différent et le pic ne sera pas au même endroit (mais il existera quand même à cause de la loi exposée au début de cette page, pas moyen d'y échapper, ah ce que c'est désagréable ces vérités mathématiques !).
Un effort accru pour sortir tout ce qui peut l'être peut donc reculer le pic... en augmentent alors la vitesse de descente après le pic (de la sorte c'est toujours la même quantité de pétrole qui est extraite au final, mais de manière plus importante au début, et donc il en reste moins "plus tard".
Exemple de deux courbes de production pour le monde dans son ensemble, basées sur les mêmes réserves ultimes (totalité du pétrole extractible), mais supposant, pour celle en rouge, un effort d'extraction à court terme accru par rapport à celle en bleu. On voit que la courbe rouge maintient plus longtemps un niveau de production élevé en montant plus haut, au prix d'une descente plus rapide ensuite et d'une production inférieure après 2040. Au final la surface sous les deux courbes est la même. Ce qui permet de discuter sur le "bon" profil est entre autres choses la vitesse à laquelle les découvertes peuvent être mises en production (ce qui est donc une affaire de capacité d'investissement, de possibilité d'accès aux ressources restantes, etc) et l'envie que nous avons de tout faire sortir aussi vite que possible. |
Inversement, la production effective peut ne jamais atteindre le maximum géologiquement possible, parce que :
Cette figure illustre le fait que le pic réel sera au plus tard à la date du pic géologique mais peut se situer plus tôt, si d'autrs contraintes se matérialisent auparavant.
Ce qui suit est donc présenté comme ayant "l'aspect général de ce qui nous attend". Ces courbes n'ont pas vocation à prédire, pour le pic, le niveau atteint au baril près, et la date avec l'année, le mois, le jour, l'heure et l'âge du capitaine. Mais ces évolutions sont bien assez précises pour comprendre que nous devrions nous remuer un peu plus sur l'anticipation du problème.
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A tout seigneur tout honneur : c'est avec la première zone à avoir passé son pic - l'Amrique du Nord - que nous allons commencer la présentation des résultats (au moins si le pic est passé il est difficile de se tromper en annoncant sa date !). L'intérêt de ce qui suit est que la production inclut aussi l'offshore profond du Golfe du Mexique et le "pétrole" issu des sables bitumineux du Canada.
Simulation de la production de pétrole de la zone Amérique du Nord en milliards de barils par an (un baril = 159 litres). Rappelons que la production mondiale est actuellement de l'ordre de 30 milliards de barils par an. Cette simulation (car c'en est une du début à la fin) reproduit très bien le pic de production des USA en 1970, celui de l'Alaska en 1990 environ, montre que le Canada est en train de passer le sien pour le pétrole conventionnel, et que la croissance du non conventionnel (offshore profond + sables canadiens) va engendrer un pic secondaire au plus tard vers 2030 (il peut pêtre avant si cela n'est pas rentable économiquement) mais dont le niveau ne sera pas égal à celui de 1970. Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
Les sables bitumineux du Canada pourraient avoir une conséquence géopolitique intéressante : en 2100, le premier producteur de "liquides" de la planète serait... le Canada, avec 1,5 à 2 milliards de barils par an.
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Les découvertes qui ont fait tant de rintinfoin au large du Brésil n'empêchent pas cette zone d'être déjà sur un quasi plateau, avec un pic principal qui est déjà passé et un pic secondaire qui surviendrait entre 2020 et 2030.
Simulation de la production de pétrole de la zone Amérique Latine (Mexique inclus, mais pas le Golfe du Mexique) en milliards de barils par an (un baril = 159 litres). Le Venezuela a passé son pic de production, même en tenant compte des extra-lourds de l'Orénoque ; le Mexique est en train de passer le sien (avec peut-être un plateau de 10 à 15 ans), et le reste de l'Amérique Latine a son pic en cours. C'est le non conventionel (brésilien offshore profond et extra-lourds vénézueliens) qui vont permettre un pic secondaire vers 2030. Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
L'Amérique Latine hébergerait en 2100 le deuxième producteur mondial de liquides : le Venezuela, avec un milliard de barils par an (soit environ le niveau de la Mer du Nord en Europe quand elle était à son maximum, ou proche).
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Plus récent des continents mis en exploitation, l'Afrique connaîtra pourtant un pic bientôt. Ce dernier sera bien marqué, avec un déclin rapide derrière, caractéristique partagée par toutes les zones pétrolières mises en exploitation récemment (nous verrons juste en-dessous que c'est encore plus vrai pour l'Europe).
Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
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La Mer du Nord, dont la mise en exploitation a été encore plus récente que celle de l'Afrique (mais l'Europe produisait un peu de pétrole ailleurs avant, dont... en France !) a connu une montée très rapide au maximum et un déclin très rapide derrière. Ce déclin va être freiné - mais pas inversé - par les techniques de récupération assistée. L'Europe est la seule des zones mondiales qui connaîtrait "pour de vrai" la fin du pétrole avant la fin du siècle, le dernier puits étant fermé, dans cette simulation, avant la fin du siècle.
Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
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Le principal producteur de la zone, la Russie, a passé son maximum historique en 1987, et passe en ce moment un maximum secondaire. La Chine arrive à son maximum et la croissance des pays en développement (Kazakhstan et AzerbaÏdjan) ne compensera pas le déclin des deux acteurs dominants de la zone. Cela promet des conséquences géopolitiques intéressantes chez nous, sachant que la Russie contribue très significativement aux approvisionnement européens actuellement.
Simulation de la production de pétrole de la zone Eurasie en milliards de barils par an (un baril = 159 litres). Les pays de l'Extrême Orient ne sont pas inclus dans ce total et sont décrits plus bas. Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
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Au résultat : Extrême Orient
L'Indonésie, ancien membre de l'OPEP (et qui a cessé d'y être puisqu'elle est devenue importatrice de pétrole après avoir été longtemps exportatrice, voir plus bas) est en déclin marqué depuis 1990 (la simulation ci-dessous met cet épisode en 1995, preuve s'il en est qu'elle ne donne pas l'année, le mois, le jour, l'heure et la minute du pic, mais sa localisation à quelques années près). Les autres pays importants de la zone ont aussi passé leur pic et "seule" la croissance de l'offshore profond et des plus petits pays permet de repousser le pic à 2020 environ. Le déclin derrière sera rapide, conséquence attendue d'un début d'exploitation significative qui a été aussi relativement récent.
Simulation de la production de pétrole de la zone Extrême Orient en milliards de barils par an (un baril = 159 litres). Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
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Au résultat : Moyen Orient
La voici, la zone reine du pétrole ! Comme les autres, elles connaîtra un maximum puis un déclin, et le pronostic "de base" consiste à dire que le maximum est... maintenant. Plus exactement, la zone semble parvenir à un plateau en tôle ondulée, où le maximum réel, à quelques centaines de milliers de barils par an, pourra être un peu d'importe où.
Ceci expliquant cela, c'est pour cette raison que, très probablement, quand en 2007 et 2008 les pays de l'OPEP répétaient à l'envi que le marché international était suffisemment approvisionné et qu'il n'était pas nécessaire de relever les quotas alors que les prix n'arrêtaient pas de monter, la véritable raison de cette prise de position était tout simplement... qu'ils ne pouvaient pas produire plus. Du reste entre 2000 et aujourd'hui, le prix est assez bien anticorrélé à la capacité inemployée des pays de l'OPEP.
Simulation de la production de pétrole de la zone Moyen Orient en milliards de barils par an (un baril = 159 litres). L'Arabie Saoudite, qui va rester longtemps le premier producteur mondial de brut (actuellement cette place lui est parfois disputée par la Russie, mais cette dernière sera hors course dans pas longtemps) est parvenue à un plateau (et le pic réel a peut-être été passé en 2006), l'Iran a probablement passé le sien aussi (mais va connaître un long "plateau secondaire"... si la région n'est pas périodiquement dévastée par des guerres), l'Irak a probablement aussi passé son pic mais pourrait connaître un plateau au niveau actuel jusqu'en 2100, devenant en... 2090 le premier producteur de la zone. Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
Dans cette simulation, le Moyen Orient cèderait sa place de premier producteur de pétrole à... l'Amérique du Nord à la fin du siècle, dans un curieux pied de nez de l'histoire pétrolière qui se terminerait là où elle a commencé.
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Au résultat : planète Terre, moins quelques bricoles
Ce petit tour d'horizon effectué, nous pouvons faire un total, présenté dans le graphique qui suit.
Simulation de la production de pétrole pour le monde dans son ensemble en milliards de barils par an (un baril = 159 litres). Le vrai pic de production pour le pétrole conventionnel est peut-être passé dans le milieu de la décennie 2000-2010, mais pas pour la production de pétrole tout court, "grâce à" la montée en puissance du non conventionnel (offshore profond et extra-lourds). Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
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Au résultat : planète Terre, avec toutes les bricoles
Ce qui a été vu jusqu'à présent constitue certes l'essentiel de ce que nous appelons couramment "pétrole" (et en fait énergie disponible sous forme liquide, en abrégé "liquides"), mais il reste à tenir compte encore de trois bricoles :
En ce qui concerne le gaz, la production de "liquides de gaz" est directement corrélée à la production mondiale de gaz, pour laquelle un pronostic median est présenté ci-dessous.
Simulation de la production mondiale de liquides de gaz, discriminant conventionnel et non conventionnel, en milliards de barils équivalent pétrole par an. Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
Les discussions sur les autres "bricoles" (CTL, agrocarburants, gains de raffinerie) conduisent à un panorama mondial complet qui est présenté ci-dessous.
Simulation de la production mondiale de liquides. Le trait vertical situe 2010. Avec cette simulation le maximum historique de la production se situe dans la décennie 2010. Le fait d'avoir un maximum quelque part entre maintenant et 2020 est désormais assez largement partagé parmi les "techniciens" (les pronostics nettement plus optimistes sont généralement le fait de simples prolongations tendancielles du passé, sans aucune autre forme d'étude approfondie !), par contre le débat reste animé sur la hauteur du pic et la vitesse du déclin après le maximum. Cela étant les divergences entre pronostics tiennent plus à l'efficacité plus ou moins grande accordée à la récupération assistée à l'avenir et à la vitesse de développement des extra-lourds et autres CTL et agrocarburants qu'à un espoir de nouvelles découvertes majeures de gisements de pétrole, sur lesquelles personne ne compte. Source : « Transport energy futures: long-term oil supply trends and projections », Australian Government, Department of Infrastructure, Transport, Regional Development and Local Government, Bureau of Infrastructure, Transport and Regional Economics (BITRE), Canberra (Australie), 2009. |
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Un autre pronostic... et une comparaison
Le rapport utilisé ici pour illustrer les évolutions zone par zone donne donc un pic en 2015. D'autres pronostics existent, et le graphique ci-dessous donne un panorama d'autres évaluations publiées.
Simulation de la production mondiale de liquides et de pétrole conventionnel, en millions de barils par jour ou milliards de barils par an (échelle de gauche), pour plusieurs sources :
Source : Pierre-René Bauquis, Total Professeur Associés, 2008 |
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Pic de production et... pic d'exportation (ou d'importation)
La discussion ci-dessus, discriminée par zone, montre que tout le monde ne va pas décliner aussi vite ni au même moment. Mais il y a un autre élément majeur à prendre en compte pour les pays qui sont foncièrement importateurs (comme la France), c'est que les pays exportateurs peuvent passer leur pic de production avec une demande intérieure qui continue à croître, auquel cas la baisse de leurs exportations va bien plus vite que la baisse de leur production. A titre d'exemple les cas de l'Egypte et de l'Indonésie sont donnés ci-dessous.
Evolution de la production pétrolière de l'Egypte, de 1965 à 2008, discriminée entre production consommée par le pays (en vert) et production exportée (en jaune). La baisse des exportations (en jaune) après le pic est bien plus rapide que la baisse de la production. Source : BP Statistical Review, 2009 |
Evolution de la production pétrolière de l'Indonésie, de 1965 à 2008, discriminée entre production consommée par le pays (en vert) et production exportée (en jaune). La baisse des exportations s'est ici transformée en... importations (ce qui a conduit l'Indonésie à quitter l'organisation des pays exportateurs, à juste titre...). Source : BP Statistical Review, 2009 |
Pour la zone européenne, pas complètement sans intérêt puisque c'est chez nous, cela va avoir une conséquence qui en fait est probablement déjà tangible : dès que le monde va entrer dans son plateau de production, la fraction disponible pour l'exportation va baisser (la consommation intérieure des pays producteurs va continuer à augmenter tant que celle-ci reste inférieure à la production, sauf contrainte forte qui en général n'est politiquement pas facile à gérer). Cela signifie que le "pic de disponibilité" des importations pour l'Europe baisse dès que le monde plafonne. Et comme par ailleurs le pic de production pour l'Europe est passé, cela signifie que nous avons probablement commencé notre descente structurelle pour la consommation de pétrole, quoi qu'en pense l'automobiliste européen.
Evolution de la production domestique de pétrole de la zone Europe (Union à 27 + Norvège), en rouge (avec un pic en 2000), et des importations de la même zone (en vert), qui sont passées par un maximum historique en 1972, et viennent probablement de passer par un pic secondaire avant un déclin marqué. Source : BP Statistical Review 2010 |
La discussion sur le pic de production est donc d'une actualité brûlante pour nous autres européens, et si la "fin du pétrole" n'est pas pour demain (et cette expression devrait être bannie du discours médiatique et politique), la mise en place d'un monde avec de moins en moins de pétrole devrait bien être pour tout de suite, à un rythme un peu plus énergique que le bricolage auquel nous nous livrons.
Et si nous raisonnons non plus à l'échelle d'un pays mais d'un individu, il est vraisemblable que le pic est également en cours - au niveau mondial - en incluant le pétrole et le gaz. Le graphique ci-dessus montre l'évolution de la disponibilité en hydrocarbures par individu en agrégeant pétrole (discuté ci-dessus) et gaz.
Average availability of hydrocarbons (oil and gas) per capita, from 1980 to 2050. The figure for a given year is simply the division of the production of oil and gas for that year - with a breakdown by origin - and the world population for the same year. There is a "turning point" in 2020, or 2025, which corresponds to the time at which oil production has peaked and gas production comes to a plateau.
Source : Yves Mathieu, Panorama IFP 2010.
More on the Hubbert peak (beware, a lot of technique included !) : Oilcrisis.com