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Le pétrole, (enlatinpetroleum, dugrecpetra, « roche », et du latinoleum, « huile ») dit aussinaphte dans l'Antiquité, est, dans songisement, fréquemment associé à des fractions légères qui se séparent spontanément du liquide à la pression atmosphérique, ainsi que diverses impuretés comme ledioxyde de carbone, lesulfure d'hydrogène, l'eau de formation et des traces métalliques.
Représentant 30,2 % de l'énergie primaire consommée en 2023, le pétrole est la source d'énergie la plus utilisée dans le monde devant lecharbon (27,8 %) et legaz naturel (22,7 %), mais sa part a fortement reculé : elle atteignait 37,2 % en 1990.
L'exploitation pétrolière a des conséquences négatives importantes sur le plan environnemental et social. L'extraction, le raffinage et lacombustion des carburants pétroliers libèrent de grandes quantités degaz à effet de serre, ce qui fait du pétrole l'un des principaux responsables duchangement climatique. L'Agence internationale de l'énergie évalue les émissions mondiales de gaz à effet de serre dues à la combustion du pétrole à 11 609 Mt (millions de tonnes) d'équivalent CO2 en 2023, en progression de 34,3 % depuis 1990, mais en baisse de 0,3 % depuis leur pic atteint en 2019 ; ces émissions représentent 32,6 % des émissions dues à la combustion en 2022, contre 43,8 % pour le charbon et 21,3 % pour le gaz naturel ; leur part atteignait 40,5 % en 1990. Les principaux pays responsables de ces émissions sont les États-Unis (16,6 % du total mondial), la Chine (14,2 %) et l'Inde (5,5 %). L'exploitation du pétrole dans son ensemble a des conséquences sociales directes, telle queguerres ou des actions politiques,marées noires, pollution des sites d'exploitation, etc. ; et indirectes :migrations liées au changement climatique,déclin de la biodiversité, etc. Ses produits dérivés sont également source de pollution.
Chaquegisement pétrolier recèle une qualité particulière de pétrole, déterminée par la proportion relative en molécules lourdes et légères, mais aussi par la quantité d'impuretés. L'industrie pétrolière caractérise la qualité d'un pétrole à l'aide de sadensité API (en °API), correspondant à sa « légèreté » : unpétrole brut de moins de 10 °API est plus dense que l'eau et correspond à unbitume, tandis qu'une huile de plus de 31,1 °API correspond à un brut léger. Les pétroles compris entre 10 et 45 °API étaient ditsconventionnels, tandis qu'en dehors de cet intervalle les pétroles étaient ditsnon conventionnels ; cette définition est néanmoins évolutive car lestechnologies actuelles permettent de traiter par des procédés standards des pétroles jusqu'alors considérés comme exotiques ; lescondensats, situés au-delà des 45 °API, en sont une bonne illustration.
Les diverses catégories depétrole non conventionnel constituent aujourd'hui un axe majeur du développement de l'industrie pétrolière. Une de ces catégories est lepétrole brut de synthèse issu duschiste bitumineux et dessables bitumineux.
Si les quantités sont impressionnantes, la rentabilité économique de l'exploitation de ces gisements est sensiblement inférieure à celle des gisements de brut conventionnel du Moyen-Orient, avec des coûts d'exploitation de 10 à 14 CAD par baril[8] contre quelquesUSD par baril enArabie saoudite. Mais les coûts complets de production, y compris investissements, sont beaucoup plus élevés, entre 40 et 80 Dollars canadiens par baril[9]. Les chiffres sont assez variables à ce sujet, tout en restant nettement plus élevés que ceux des productions traditionnelles. En 2011, le cours du baril à proximité de 100 USD rendait toutes ces opérations très rentables, ce qui n'est plus le cas en 2015 avec l'effondrement des cours du pétrole à 50 USD par baril, et encore moins début 2020 avec la chute de 45 % à environ 25 USD le baril.
Par ailleurs, l'exploitation (production et raffinage primaire) des sables bitumineux est fortement polluante (air, eau, terre) et est de ce fait fortement contestée tant au niveau de la production que des échanges.
Le pétrole, tout comme le charbon, s'est formé par la décomposition de résidus d'organismes vivants qui se sont transformés en pétrole par des processus chimiques (pyrolyse) sur des millions d'années. Des scientifiques ont réussi à produire du pétrole à l'aide de certains types d'algues, sur des périodes bien plus courtes[10].
Le pétrole est un produit de l'histoiregéologique d’une région[11], particulièrement de la succession de trois conditions : l'accumulation de matière organique, provenant de la décomposition d'organismes marins (principalement deplancton) accumulés dans desbassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas ; sa maturation enhydrocarbures ; son emprisonnement.
De grandes quantités de pétrole se sont ainsi formées il y a 20 à 350 millions d’années. Ensuite, le gisement de pétrole peut être entraîné dans latectonique des plaques, être enfoui plus profondément et sepyrolyser à nouveau, donnant un gisement de gaz naturel - on parle alors de « gaz thermogénique secondaire », par opposition au « gaz thermogénique primaire » formé directement par pyrolyse dukérogène. Le gisement peut également fuir, et le pétrole migrer à nouveau, vers la surface ou un autrepiège.
Il faut ainsi un concours de circonstances favorables pour que se forme un gisement de pétrole (ou de gaz), ce qui explique d’une part que seule une infime partie de la matière organique formée au cours des ères géologiques ait été transformée enénergie fossile et, d’autre part, que ces précieuses ressources soient réparties de manière très disparate dans le monde.
En règle générale, labiosphère recycle la quasi-totalité des sous-produits et débris. Cependant, une petite minorité de la matière « morte »sédimente, c’est-à-dire qu’elle s'accumule par gravité et est enfouie au sein de la matière minérale, et dès lors coupée de la biosphère. Ce phénomène concerne des environnements particuliers[réf. nécessaire], tels que les endroits confinés (milieux paraliques :lagunes,deltas…), surtout en milieu tropical et lors de périodes deréchauffement climatique intense (comme lesilurien, lejurassique et lecrétacé), où le volume de débris organiques excède la capacité de « recyclage » de l’écosystème local. C’est durant ces périodes que cessédiments riches en matières organiques (surtout deslipides) s’accumulent.
Au fur et à mesure que des couches de sédiments se déposent au-dessus de cette strate riche en matières organiques, la « roche-mère » ou « roche-source », croît entempérature et enpression. Dans ces conditions, avec certaines bactéries anaérobies, la matière organique se transforme enkérogène, un « extrait sec » disséminé dans la roche sous forme de petits grumeaux. Si la température devient suffisante (le seuil est à au moins50 °C, généralement plus selon la nature de la roche et du kérogène), et si le milieu estréducteur, le kérogène serapyrolysé, extrêmement lentement[12].
Le kérogène produit du pétrole et/ou du « gaz naturel », qui sont des matières plus riches enhydrogène, selon sa composition et les conditions d’enfouissement. Si la pression devient suffisante, ces fluides s’échappent, ce qu’on appelle lamigration primaire. En général, la roche source a plusieurs dizaines, voire centaines de millions d’années quand cette migration se produit. Le kérogène lui-même reste en place, appauvri enhydrogène.
Quant auxhydrocarbures expulsés, moins denses que l’eau, ils s’échappent en règle générale jusqu’à la surface de la Terre où ils sontoxydés, ou bio dégradés (ce dernier cas donne dessables bitumineux), mais une minime quantité est piégée : elle se retrouve dans uneroche réservoir, zone perméable (généralement dusable, descarbonates ou desdolomites) d'où il ne peut s’échapper à cause d’uneroche couverture couche imperméable (composée d’argile, deschiste et d'évaporites), la « roche piège » formant une structure-piège.
Il existe plusieurs types depièges. Les plus grands gisements sont en général logés dans des piègesanticlinaux. On trouve aussi des pièges surfaille ou mixtesanticlinal-faille, des pièges formés par la traversée des couches par undôme salin, ou encore créés par unrécif corallien fossilisé.
Rendue obsolète au fur et à mesure que la compréhension des phénomènes géologiques et thermodynamiques en jeu progressaient[13], la théorie du pétrole abiotique reste marginale au sein de la communauté scientifique. En pratique, elle n'a jamais pu être utilisée avec succès pour découvrir de nouveaux gisements.
On distingue les pétroles en fonction de leur origine et donc de leur composition chimique. Le mélange d’hydrocarbures issu de ce long processus comprend des chaînes carbonées linéaires plus ou moins longues, ainsi que des chaînes carbonées cycliquesnaphténiques ouaromatiques.
On classe aussi les pétroles selon leur provenance (golfe Persique,mer du Nord,Venezuela,Nigeria), car le pétrole issu de gisements voisins a souvent des propriétés proches.
Il existe des centaines de bruts de par le monde ; certains servent d'étalon pour établir le prix du pétrole d’une région donnée : les plus utilisés sont l'Arabian Light (brut de référence duMoyen-Orient), leBrent (brut de référence européen) et leWest Texas Intermediate (WTI, brut de référence américain). À un moindre niveau, les pétroles produits dans les provinces de l'ouest du Canada, en particulier de l'Alberta, ont un indice de prix moyen dit 'WCS' pourWestern Canadian Select. L'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP, ou OPEC en anglais) publie un indice de référence de prix moyen établi sur un panier de différents types de pétroles produits par ses membres, dit ORB (OPECReference Basket).
Selon sa provenance, le brut peut contenir du gaz dissous, de l’eau salée, du soufre et desproduits sulfurés (thiols,mercaptans surtout). Il a une composition trop riche pour être décrite en détail. Il faut distinguer simplement trois catégories de brut :
à prédominanceparaffinique : les hydrocarbures linéaires sont les plus abondants ; ces bruts sont les plus recherchés car ils donnent directement une grande proportion de produits légers comme l'essence et le gazole ;
à prédominancenaphténique : avec beaucoup d'hydrocarbures à cycle saturé ;
à prédominancearomatique : les hydrocarbures présentant un cycle carboné insaturé sont plus abondants.
De plus, il existe des bruts aptes à faire dubitume, ce sont des bruts très lourds de type Boscan, Tia Juana, Bachaquero ouSafaniyah. Les deux principaux critères pour classer les centaines de bruts différents qui existent sont ladensité et la teneur en soufre, depuis le plus léger et le moins sulfureux (qui a la plus haute valeur commerciale) qui est ducondensat, jusqu’au plus lourd et au plus sulfureux qui contient 90 % de bitume environ : c’est unbrut d’Italie.
Feu grégeois, qui contenait peut-être dukérosène, obtenu à partir de la distillation du pétrole.Source et ruisseau bitumeux dupuy de la Poix, àClermont-Ferrand (France).Production mondiale de pétrole depuis 1900.
Depuis la plus haute Antiquité (Mésopotamie,Égypte,Chine) le pétrole est connu et utilisé, notamment sous forme debitume, où il apparait auxaffleurements[14] de lieux où le sous-sol en abonde[15]. Ces affleurements ont été utilisés de nombreuses façons :calfatage des bateaux[16], ciment pour le pavage des rues, source de chauffage et d'éclairage, produit pharmaceutique, mais également comme arme incendiaire (feu grégeois). Sadistillation , décrite dès leMoyen Âge, donne un intérêt supplémentaire à ce produit pour leslampes à pétrole.
D'après le Dictionnaire général des drogues de Lemery revu et corrigé parSimon Morelot en 1807,« on se sert du pétrole en médecine, dans les maladies des muscles, la paralysie, la faiblesse des nerfs, et pour les membres gelés, en friction. On s'en sert aussi pour les ulcères des chevaux »[17].
Si des historiens russes revendiquent des forages productifs àBakou en 1846 et àBobrka (Pologne aujourd'hui) en 1854, l'industrie pétrolière tient l'année 1859 pour son année zéro, correspondant au forage du "colonel Drake" le 27 août 1859 enPennsylvanie[18]. À partir de la mécanisation de laPremière guerre mondiale, le pétrole est considéré comme unematière première stratégique et origine de lagéopolitique du pétrole.
La période 1920-1970 est marquée par une série de grandes découvertes degisements, particulièrement au Moyen-Orient, qui fait l'objet de toutes les convoitises. Les marchés desproduits pétroliers se développent également ; outre lescarburants comme l'essence, le gazole et le fioul lourd, qui accompagnent l'essor destransports dans leur ensemble, l'industrie pétrolière génère une myriade de produits dérivés, au nombre desquels lesmatières plastiques, lestextiles et lecaoutchouc artificiels, lescolorants, les intermédiaires de synthèse pour la chimie et la pharmacie. Ces marchés permettent de valoriser la totalité des composants du pétrole. En 1970, la production de pétrole des États-Unis atteint un maximum, qu'avait prédit le géophysicienMarion King Hubbert.
La période 1973-1980 marque l'histoire du monde avec lespremier etdeuxième chocs pétroliers. À partir de 1986, lecontre-choc pétrolier voit le prix du baril s'effondrer. En 2003, le prix du baril remonte, en dépit d'une production toujours assurée et d'une relative paix mondiale, à cause de la spéculation sur les matières premières en général ; quand cette spéculation s'arrêtera brutalement en 2008, le prix du baril suivra cette évolution spectaculaire. Les années 2000 voient plusieurs nouveaux géants du secteur public dans lesBRICS, commePetrobras etPetrochina, réaliser lesplus grandes introductions en Bourse de l'histoire du pétrole, avec des valorisations symboles de la confiance des investisseurs dans leur croissance L'introduction en Bourse d'Aramco en décembre 2019, sur la base d'une valorisation de 1700 milliards de dollars, dépasse toutefois tout ce qui avait été réalisé jusque-là[19].
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Pour un pétrole de qualité "moyenne", sonpouvoir calorifique avoisine les 10Mcal/kg, soit à peu près 42MJ/kg ou 11,63kWh/kg. Afin de permettre les comparaisons entre divers pétroles ou avec d'autres sources d'énergie, l'Agence internationale de l'énergie et nombre d'autres organismes (Eurostat, ministères de l'énergie divers pays) utilisent latonne équivalent pétrole (tep en français outoe en anglaistonne of oil equivalent). Pour avoir une idée des ordres de grandeur, on peut comparer la capacité du plus grand gisement connu,Ghawar, qui est d’environ 70 Gbbl extractibles[N 1] à la production mondiale qui est de81 Mbbl/j[N 2],[N 3] et en déduire que ce gisement correspond à environ deux ans et demi de la consommation mondiale actuelle[N 4].
L’industrie pétrolière se subdivise schématiquement en « amont » (exploration, production) et en « aval » (raffinage, distribution).
L’exploration, c’est-à-dire la recherche de gisements, et la production sont souvent associées : les États accordent aux compagnies des concessions, pour lesquelles ces dernières assument le coût de l’exploration, en échange de quoi elles exploitent (pour une certaine durée) les gisements trouvés. Les mécanismes financiers sont variés : prêts à long terme, participation aucapital, financementvia des emprunts faits auprès de banques nationales, etc.
L’exploration (ou prospection) pétrolière commence par la connaissance géologique de la région, puis passe par l’étude détaillée des structures géologiques (principalement par imageriesismique, même si lamagnétométrie et lagravitométrie peuvent être utilisées) et la réalisation de puits. On parle d’exploration « frontière » lorsque la région n’a pas encore uneréserve mondiale prouvée. Le risque est alors élevé, avec un prix d’entrée faible, mais unretour sur investissement pouvant être important.
La production (l’extraction) du pétrole, peut être une opération complexe : pour maximiser la production finale, il faut gérer un réservoir composé de différents produits liquides aux propriétés physico-chimiques très différentes (densité,fluidité, température decombustion ettoxicité, entre autres). Au cours de la vie d’un gisement, on ouvre de nouveaux puits pour accéder aux poches restées inexploitées. En règle générale, on injecte de l’eau et/ou du gaz dans le gisement,via des puits distincts de ceux qui extraient le pétrole. Une mauvaise stratégie d’exploitation (mauvais emplacement des puits, injection inadaptée, production trop rapide) peut diminuer de façon irréversible la quantité de pétrole extractible. Par exemple, l'interface entre la nappe de pétrole et celle d’un liquide chargé ensoufre peut être brisée par simple brassage, polluant ainsi le pétrole.
Contrairement à une image répandue, un gisement de pétrole ne ressemble en rien à un lac souterrain. En effet, mélangé à de l'eau ainsi qu'à du gaz dissous, le pétrole occupe, en fait, les interstices microscopiques de la roche poreuse. Comparer un gisement à une éponge très rigide serait surement plus approprié[20].
Au cours des dernières décennies, l’exploration et la production se font en proportion croissante enoffshore : l’onshore, plus facile d’accès, a été exploité le premier. Laloi de Ricardo s’applique très bien au pétrole, et, en règle générale, le retour sur investissement tend à diminuer : les gisements sont de plus en plus petits, dispersés, et difficiles à exploiter. Il y a bien sûr des exceptions, comme dans des pays où l’exploration a longtemps été paralysée pour des raisonspolitiques.
Lesréserves pétrolières désignent le volume de pétrole récupérable, à partir de champs de pétrole découverts, sur la base des contraintes économiques et techniques actuelles. Ce volume est estimé à partir de l'évaluation de la quantité de pétrole présente dans les champs déjà connus, affectée d'un coefficient minorant dépendant de la capacité des technologies existantes à extraire ce pétrole du sous-sol. Ce coefficient dépend de chaque champ, il peut varier de 10 à 50 %, avec une moyenne mondiale de l'ordre de 35 % en 2009. L'évolution des techniques tend à accroître ce coefficient (techniques derécupération assistée du pétrole).
Lesréserves sont rangées dans différentes catégories, selon leur probabilité d'existence dans le sous-sol : réserves prouvées (probabilité de plus de 90 %), réserves probables (de 50 à 90 %) et réserves possibles (de 10 à 50 %). Les réserves probables et possibles sont regroupées dans la catégorieressources.
On distingue également différentes sortes de réserves en fonction du type de pétrole :
le pétrole conventionnel[23] se déplace naturellement vers une roche-réservoir poreuse et perméable, et s'accumule en poches exploitables. Ce réservoir, protégé par une couche imperméable, offre une extraction facile et économique. Le pétrole est donc fluide, souvent léger et peut être pompé avec efficacité en forage vertical classique ;
lepétrole non conventionnel[24] est un pétrole difficile d'accès. Soit il est dispersé dans la roche, pas en poches, soit dans la roche-mère (pétrole de schiste), soit sous forme de pétrole lourd ousables bitumineux (visqueux et épais). Leur profitabilité demeure incertaine, étant donné que l'extraction requiert une quantité d'énergie significative et onéreuse : fracturation hydraulique, traitements de la roche-mère, thermiques, etc.
Réserves prouvées dans les cinq plus gros pays détenteurs de réserves.
La quantité de réserves dépend d'estimations très variables dans leur qualité et leur ancienneté. Elles sont donc remises à jour chaque année, au fur et à mesure que des informations plus précises sont apportées sur les gisements déjà découverts. Toutefois, les réserves des pays de l'OPEP, qui représentent les trois quarts des réserves mondiales, ont souvent été considérées comme sujettes à caution, car d'une part elles ont été artificiellement augmentées dans les années 1980, et d'autre part, les quantités de réserves annoncées par ces pays ne varient pas depuis cette augmentation malgré l'absence de découvertes majeures[25]. Ainsi, les réserves totales de onze pays de l'OPEP en 2003 varient entre891 milliards de barils selon l'OPEP et491 milliards de barils selonColin Campbell, expert à l'ASPO[26].
La courbe d'évolution des réserves dépend en outre de la façon dont les mises à jour sont comptabilisées dans le temps. Si les mises à jour sont comptabilisées à la date de découverte du gisement, les réserves sont ditesbackdated. Selon cette méthode d'estimation, préconisée par les experts de l'ASPO, la quantité des réserves mondiales de pétrole décroît depuis l'année 1980[27].
Plusieurs autres pays déclarent des ressources importantes : Australie (13 791), Angola (5 095), Mexique (4 760), Argentine (4 183), Indonésie (3 572), Groenland (3 500), Maroc (2 607).
Les réserves ne tiennent pas compte desrégions pétrolifères non connues. En 2009, la découverte de pétrole non conventionnel dans la région de l'Orénoque auVenezuela avec une réserve de513 milliards de barils, a permis de compenser en partie la diminution des réserves de pétrole conventionnel (voirréserves du Venezuela[28]).
Cependant, la tendance est à une diminution des découvertes de gisements depuis 1965. Au cours des années 2000, les quantités de pétrole découvertes chaque année représentaient approximativement un tiers de la production mondiale[29]. Les dix premiers gisements mondiaux en termes de débit de production ont tous été découverts avant 1976[30].
Les volumes d'hydrocarbures (pétrole et gaz naturel) découverts ont chuté de 13 % en 2017 pour atteindre 11 milliards de barils, niveau le plus bas depuis les années 1990. Les dépenses d'exploration des compagnies ont chuté de 60 % depuis leur record atteint en 2014, et la taille des découvertes est de plus en plus petite[31].
En 2023, la production de pétrole et de gaz de l'Amérique du Nord (États-Unis et Canada) dépasse celle du Moyen-Orient. SelonRystad Energy, les États-Unis ont accru leur production de pétrole brut en moyenne de près d'un million de barils par jour par rapport à 2022, soit une hausse de plus de 8 %, pour dépasser les 13 millions de barils par jour fin 2023, et le Canada produit 4,9 millions de barils par jour, contre 2 millions de barils par jour en 2013, devenant le quatrième producteur mondial. Les États-Unis ont représenté en 2023 quelque 16 % de la production mondiale de brut, contre 11 % en 2017, alors que l'Arabie saoudite a vu sa part de marché baisser autour de 11 %. Celle de la Russie, pourtant visée par les sanctions internationales, n'a que légèrement baissé, autour de 13 %[33].
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Production de pétrole des six principaux producteurs - Source :Energy Institute[s 1]
Le tableau ci-dessous classe les principaux pays producteurs par ordre décroissant de production estimée en 2022, avec :
les réserves et la production, exprimées en millions de tonnes (Mt), et le rapport réserves/production, en années de production ;
les quantités produites et consommées exprimées enMbbl/j[N 5] incluant le brut, les liquides de gaz naturel et le pétrole non conventionnel — voir l’article :Classification des hydrocarbures liquides —, mais pas les autres combustibles liquides tels que les biocarburants et les dérivés du charbon et du gaz ;
les soldes disponibles pour l'exportation (production moins consommation).
D'importants pays producteurs de pétrole, dont certains sont exportateurs nets, ne sont pas membres de l'OPEP : les États-Unis, la Russie, le Canada, la Chine, le Mexique, le Qatar, le Brésil, la Norvège, le Kazakhstan, laColombie, le Royaume-Uni, leSoudan etOman.
Le Vénézuela a les plus grandes réserves de la planète : 18,7 % des réserves mondiales, devant l'Arabie saoudite (15,3 %), mais 88,4 % de ses réserves sont dessables bitumineux de l'Orénoque, dont l'exploitation est difficile et coûteuse[6].
À l'origine le raffinage du pétrole consistait simplement en unedistillation atmosphérique séparant leshydrocarbures par leur densité. Puis la distillation atmosphérique a été complétée par la distillation sous vide, permettant d’aller plus loin dans la séparation des différents hydrocarbures lourds. Au fil du temps, de nombreux procédés ont été mis en œuvre afin de maximiser la production des coupes (naphta,kérosène,essence,gazole,fioul lourd) suivant leurs débouchées commerciales et afin d'améliorer les qualités requises (moins desoufre, de particules et demétaux lourds). Ces procédés, consommateurs d'énergie, sont notamment lereformage, le désasphaltage, laviscoréduction, ladésulfuration, l’hydrocraquage.
Ces procédés se diversifient et s'affinent, les raffineurs devant satisfaire des exigences de plus en plus fortes sur la qualité des produits, du fait de l’évolution du marché et des normes environnementales. À l'inverse les qualités des pétroles bruts tendent à se dégrader ; les plus lourds et les plus riches en soufre représentent une part de plus en plus importante de la production.
Une autre évolution importante du raffinage est la valorisation des gaz (GPL) et des solides (cokes de pétrole,asphalte).
Les raffineries de pétrole nécessitent des infrastructures de plus en plus complexes. Leur nombre est en baisse et corrélativement leur capacité unitaire de traitement est en hausse; ainsi enFrance métropolitaine, en 2023, il ne reste plus que sixraffineries en activité dont quatre sous le contrôle deTotal. Lesraffineries alimentent les réseaux de distribution decarburants, ainsi que lapétrochimie en produits de base (éthylène,propylène, époxyde d'éthylène[34],éthylène glycol, acide acrylique[35],[36],acrylonitrile, xylènes[37], butènes[38] et autres gaz de synthèse[39]).
Le transport des pétroles bruts et des produits raffinés (finis), sur de grandes distances et pour des volumes importants, utilise principalement despétroliers, desoléoducs et desgazoducs. Le transport maritime du pétrole est à lui seul un secteur économique important, les pétroliers représentent environ 35 % du tonnage de la marine marchande mondiale[40]. Le transport parchemin de fer, parbarge (fluvial) et parcamion (routier) est majoritairement utilisé pour la distribution des produits raffinés.
Lapétrochimie est (au sein de lacarbochimie) l'ensemble destechnologies étudiant ou utilisant le pétrole ou legaz naturel (principalement composé deméthane et d'éthane) pour fabriquer des composés chimiques synthétiques (existant ou non dans la nature ; dans le dernier cas, ces composés sont dits « artificiels »). Ces techniques reposent sur desréactions chimiques, souventcatalysées. Lesdistillats naturels et legaz de schiste sont des matières premières apparentées également employées.
Selon l'Agence internationale de l’énergie, le pétrole est la source d'énergie la plus utilisée en 2023 au niveau mondial, comptant pour 30,2 % de l'énergie primaire consommée, devant le charbon (27,8 %) et le gaz naturel (22,7 %). Sa part est en recul : elle atteignait 37,2 % en 1990[41].
Le pétrole est utilisé dans tous les secteurs énergétiques, mais c’est dans le transport que sa domination est la plus nette. Les transports ferroviaire et urbains (tramways ettrolleybus) ainsi que les transports par conduite (oléoducs, gazoducs) sont majoritairement électrifiés. Pour les autres moyens de transports, les alternatives sont encore minoritaires, bien que lavoiture électrique ethybride rechargeable ainsi que divers types devéhicules électriques (bus, vélos, bateaux, à l'avenir, avions) se développent. En 2023, la production d'électricité et de chaleur de réseau représentait 4,4 % de la consommation de pétrole et les consommations propres du secteur énergétique 4,8 %[42].
La consommation finale de produits pétroliers se répartissait de la façon suivante en 2023 entre les secteurs : transports 63,4 %, industrie 7,3 %,secteur résidentiel 5,1 %,secteur tertiaire 1,8 %, agriculture et pêche 2,9 % et usages non énergétiques (chimie) 18,0 %[43]. Le pétrole couvrait 90,1 % des besoins énergétiques des transports[44].
Dans la production d’électricité, la part du pétrole a constamment diminué depuis 33 ans, de 11,1 % en 1990 à 2,6 % en 2023[45]. Lecharbon, legaz naturel, lenucléaire et lesénergies renouvelables s’y sont largement substitués, sauf pour des cas particuliers (pays producteurs disposant de pétrole bon marché, îles et autres lieux d’accès difficiles). Lefioul lourd utilisé parfois dans la production d’électricité est difficile à employer dans d’autres domaines (excepté la marine) sans transformation profonde.
L’agriculture ne représente qu’une fraction modeste de la consommation de pétrole, mais c’est peut-être ce secteur qui en est le plus dépendant, les engrais synthétiques etpesticides étant produits à partir du pétrole ou du gaz naturel. Parmi lesengrais fréquemment utilisés, c'est-à-dire ceux basés sur l'azote, le phosphore et le potassium (N, P, K), lesengrais azotés sont synthétisés à partir de gaz naturel.
Plus la demande est importante, plus il y a d’investissements dans l'exploration pétrolière, permettant ainsi de développer de nouveaux champs pétrolifères. Cependant les réserves sont limitées et seront épuisées à terme. Dans les situations où l'offre dépasse la demande, comme en 2014-2015, les prix du pétrole s'effondrent et les investissements subissent des coupes draconiennes ; la production décline alors progressivement, jusqu'à ce que le marché retrouve son équilibre.
Voici la consommation des principaux pays consommateurs en 2024, estimée par l'Energy Institute, exprimée enexajoules par an et en millions debarils par jour :
La valeur d’un pétrole brut dépend de sa provenance et de ses caractéristiques physico-chimiques propres qui permettent, après traitement, de générer une plus ou moins grande quantité de produits à haute valeur marchande. Pour simplifier, on peut dire que plus le brut est léger (c’est-à-dire apte à fournir, après traitement, une grande quantité de produits à forte valeur marchande) et moins il contient desoufre, plus sa valeur est élevée. Dans une moindre mesure, la distance entre le lieu de consommation du pétrole et les régions productrices intervient également. Le pétrole brut entre ensuite dans un processus detransformation industriel, dans lequel il sera raffiné et transformé en produits tels que le plastique, le verre…
Les acteurs du marché cherchant à se protéger des fluctuations de cours, leNYMEX introduit en 1978 les contratsfutures sur lefioul domestique (heating oil). Le même type decontrat à terme existe pour le pétrole brut et les divers produits pétroliers : naphta, kérosène, carburants, fioul lourd, etc.
Soldes exportateurs (-) et importateurs (+) des principaux pays ou régions en 2024 (Mt)[s 6].
L’industrie pétrolière est un pilier de l’économie mondiale : sur les douze plus grandes compagnies de la planète en 2014, sept sont des compagnies pétrolières[48]. De plus, certaines compagnies nationales dépassent largement la taille de cesmajors privées. En effet, il existe plusieurs sortes de compagnies pétrolières :
les grandes compagnies privées multinationales et intégrées « verticalement » (c’est-à-dire concentrant tout ou partie des activités d’exploration, production, raffinage, et distribution), dites « majors », telles queExxonMobil,Shell,BP,Total,ENI etChevron ;
lesraffineurs, dont l'activité concerne « l’aval » (raffineries et éventuellement stations-service) comme le suissePetroplus ;
lesindépendants, qui cherchent et produisent du brut pour le vendre à des raffineurs ; certaines sont des compagnies très importantes et agissent sur plusieurs continents, commeAnadarko,Occidental Petroleum ouPerenco. D’autres sont beaucoup plus petites, avec à l’extrême des compagnies familiales ne gérant qu’unpuits ou deux (auTexas notamment) ;
les compagnies nationales, propriété d'état totale ou partielle, qui sont assez diverses ;Aramco (Arabie saoudite) ouPemex (Mexique), par exemple, ont un monopole de la production dans leur pays, et se comportent comme un organe du gouvernement ; d’autres, comme les grandes compagnies pétrolières chinoisesSinopec (2e rang mondial) etChina National Petroleum Corporation (4e rang mondial), cotées en Bourse mais contrôlées par l'état chinois, ainsi queSonatrach (Algérie),Petronas (Malaisie),Petrobras (Brésil),Equinor (Norvège) etPDVSA (Venezuela) cherchent une expansion internationale, et tentent de se comporter comme des « majors » bien que leurs capitaux soient (en tout ou partie) publics ; en termes de production de pétrole,Aramco équivaut à quatre foisExxonMobil, première compagnie privée par le chiffre d’affaires ; enfin, certains petits pays producteurs ont une compagnie nationale qui n’a guère d’activité industrielle et dont le rôle est principalement de commercialiser la part de la production revenant à l’État.
Le développement de l’industrie pétrolière a fourni les carburants liquides qui ont permis la deuxièmerévolution industrielle et a donc considérablement changé le cours de l’Histoire. En ce sens, le pétrole est véritablement le successeur du charbon, qui avait rendu possible la première révolution industrielle. Son utilisation est également source de controverses, car elle cause des dégradations majeures à l'environnement :réchauffement climatique,pollutions.
Le pétrole étant le plus gros commerce international de matières de la planète en valeur (et en volume), il a un poids important sur les équilibres commerciaux. Les grands pays producteurs disposent de recettes telles que leurs gouvernements ont souvent un excédent public à placer, qui leur donne un poids financier important. Par exemple, vers 1998, laRussie avait unedette publique très importante et semblait proche de la cessation de paiement. Depuis, la hausse du prix de pétrole et celle de sa production lui ont permis d’engranger des recettes fiscales telles que la dette a été pratiquement remboursée et que le pays avait la troisième réserve de devises au monde en 2006[49].
Les fluctuations du prix du pétrole ont un effet direct sur le budget des ménages, donc sur la consommation dans les pays développés. Elles influent aussi, en proportion variable, sur le prix d'une grande part des biens et services, car la plupart sont produits en utilisant du pétrole comme matière première (pétrochimie) ou comme source d'énergie (transports).
La découverte de réserves de pétrole dans un pays est souvent perçue comme bénéfique pour son économie. Toutefois, l’afflux soudain de devises est parfois mal géré (voirsyndrome hollandais), il peut encourager lacorruption, des ingérences étrangères, des gaspillages et détourner les investissements et la main-d’œuvre des autres secteurs tels que l'agriculture. L’effet réel est donc souvent plus ambivalent, surtout pour les pays les plus pauvres, au point que l'on parle demalédiction pétrolière[50],[51],[52].
Devenu indispensable à la vie quotidienne dans la plupart des pays développés, le pétrole a un impact social important. Desémeutes parfois violentes ont éclaté dans certains pays à la suite de hausses de prix. En 2006, certains syndicats français ont demandé l’instauration d’un « chèque transport » pour aider les salariés qui se déplacent beaucoup à faire face au prix des carburants, qui est constitué pour les deux tiers au moins, de taxes.
Si dans les pays développés une hausse du prix du pétrole se traduit par un accroissement du budget consacré à la voiture, dans les pays les plus pauvres, elle signifie moins d’éclairage et moins d’aliments chauds, lekérosène étant souvent la seule source d’énergie domestique disponible.
L’impact environnemental le plus inquiétant du pétrole est l’émission dedioxyde de carbone aux différentes étapes de sa production, de son transport et surtout de sa consommation, en particulier sous la forme de combustion commecarburant.
Dans un rapport publié le 2 juin 2021, l'Agence internationale de l'énergie estime qu'en 2021 les compagnies pétrolières consacreront 4 % de leurs investissements aux énergies décarbonées, contre 1 % en 2020, grâce à la transition engagée par les grands groupes européens comme Total, BP ou Shell. Total investira ainsi 3 milliards de dollars dans les énergies décarbonées et la production d'électricité, soit plus de 20 % de ses dépenses. Les américains Exxon et Chevron font beaucoup moins, de même que les compagnies nationales des pays producteurs comme le saoudien Aramco, le russe Gazprom ou le brésilien Petrobras. L'AIE prévient que les investissements dans les renouvelables restent largement insuffisants pour lutter contre le changement climatique[54].
L'associationOil Change International (OCI) publie en mai 2022 un rapport, soutenu par 44 ONG environnementales, qui analyse les engagements en matière climatique pris par huit des principaux groupes pétroliers (BP, Chevron, Eni, Equinor, ExxonMobil, Repsol, Shell et TotalEnergies). Ce rapport révèle que ces 8 compagnies sont impliquées dans plus de 200 projets d'expansion en voie d'approbation, dont les émissions équivalent à celles de 77 nouvelles centrales électriques à charbon sur leur durée de vie. Aucune d'elles ne se conforme aux critères minimaux d'alignement avec l'Accord de Paris sur le climat. Chevron et ExxonMobil sont jugés largement insuffisants pour tous les critères[55].
L'Agence internationale de l'énergie révèle en 2023 que les pétroliers et les gaziers consacrent seulement 2,7 % de leurs dépenses en capital aux énergies propres (environ 20 milliards de dollars en 2022), alors qu'il faudrait les porter à 50 % d'ici à 2030. Ces dépenses représentent seulement 1,2 % des investissements dans les énergies propres, et 60 % proviendraient de quatre entreprises, toutes européennes : Equinor, TotalEnergies, Shell et BP[56].
La combustion du pétrole libère dans l’atmosphère d’autres polluants, comme ledioxyde de soufre (SO2), mais ceux-ci peuvent être maîtrisés, notamment par la désulfuration des carburants ou des suies. On estime cependant que si le pétrole est plus polluant que legaz naturel, il le serait nettement moins que lecharbon et lessables bitumineux.
L’extraction pétrolière elle-même n’est pas sans impact sur lesécosystèmes locaux même si, comme dans toute industrie, les risques peuvent être réduits par des pratiques vigilantes. Néanmoins, certaines régions fragiles sont fermées à l’exploitation du pétrole, en raison des craintes pour lesécosystèmes et labiodiversité. Enfin, les fuites de pétrole et de production peuvent être parfois désastreuses, l’exemple le plus spectaculaire étant celui desmarées noires, ou encore celui des pollutions dues aux vols de pétrole dans le delta duNiger (cf.Énergie au Nigeria). Les effets desdégazages ou même ceux plus cachés comme l’abandon des huiles usagées sont loin d'être négligeables.
Plus de 700 plates-formes pétrolières enmer du Nord devront être démantelées après la fin de l'exploitation des champs d'hydrocarbures, et plus de 7 000 puits rebouchés. Le Boston Consulting Group estime la facture totale entre 100 et 150 milliards de dollars de 2020 à 2050. Une grande part de cette facture est prise en charge par les contribuables car les États concernés (Royaume-Uni, Norvège, Pays-Bas et Danemark) accordent des déductions fiscales aux groupes pétroliers. L'État britannique prend en charge 50 % des dépenses, les Pays-Bas plus de 60 % et la Norvège près de 80 %, malgré les protestations des associations de défense de l'environnement[57].
L’exploration et l'exploitation pétrolières ont exigé le progrès de nombreuses sciences et technologies pour leur développement, et particulièrement engéophysique. Lagravimétrie, lasismique et ladiagraphie (logging) ont été développés pour l'exploration pétrolière dès les années 1920. Depuis 2000 pour l'offshore, une nouvelle pratique,l'électrographie de fond de mer (seabed logging) s'est développée qui permet de détecter directement le pétrole[58]. La production a exigé de lasidérurgie des matériaux résistants aux gaz acides (gaz de Lacq), aux pressions et températures. L'industrie pétrolière est un terrain d'essai exigeant pour de nombreuses technologies naissantes, qui se révèleraient trop chères dans d'autres domaines :diamant synthétique pour lestrépans,positionnement dynamique des navires, etc.
Le pétrole est devenu un symbole de la richesse et de la chance, supplantant en partie l’or qui a longtemps tenu ce rôle. Il est d'ailleurs régulièrement désigné sous le nom d'or noir. Laculture populaire en a tiré des images stéréotypées, qu’on retrouve par exemple dans la sérieDallas, ou dans l’expression « rois du pétrole ». Les compagnies pétrolières privées sont emblématiques du système économique capitaliste, ainsi les auteurs de romans ou de films en feront souvent usage pour tenir le rôle du « méchant ». À l'inverse, les compagnies pétrolières publiques de certains pays sont un emblème d'indépendance nationale et de puissance économique, on pourra en donner comme exemple la construction destours Petronas.
Le cours du baril présente un différentiel faible à l'intérieur des limites conventionnelles.
La compréhension du mécanisme de formation du pétrole laisse entendre que sa quantité totale sur la planète, léguée par des millions d'années de maturation, est limitée. Bien que cette quantité totale soit inconnue, elle laisse présager que l'exploitation qui en est faite s'approchera un jour de cette limite ultime.
Ce qu'on appelle « réserve prouvée » aujourd'hui est, par convention, constitué par un gisement identifié, exploitable avec des techniques disponibles, et à un prix compatible avec le prix de vente en cours. Cette définition est restée la même depuis près d'un siècle ; l'évolution des techniques a donc fait glisser progressivement des gisements considérés inexploitables à une époque, dans la catégorie exploitable dès que les techniques ont été disponibles. Ainsi le pétroleoffshore, considéré comme « non conventionnel » avant 1930, est en 2011 extrêmement répandu, et considéré comme « conventionnel » jusqu'à des profondeurs d'eau de1 500m. Lessables bitumineux, longtemps considérés inexploitables, sont en 2011 exploités de façon courante.
Un rapport deBNP Paribas Asset Management publié en 2019 conclut que« le déclin de l’économie du pétrole pour les véhicules à essence et au diesel par rapport aux véhicules électriques alimentés par le vent et l’énergie solaire, est désormais irrémédiable et irréversible ». Les projets les plus récents d’énergie éolienne et solaire pourront fournir à un véhicule électrique 6 à 7 fois plus d’énergie utile que le pétrole à un véhicule thermique. Environ 36 % de la demande mondiale de pétrole est engendrée par les véhicules à moteur thermique et environ 5 % par la production d’électricité : le pétrole va donc perdre à terme 40 % de son marché[62].
L'AIE ne prévoit pas, en 2018, une baisse de la demande de pétrole dans le futur. Elle s'inquiète plutôt de la production qui n'arriverait pas à couvrir les besoins à partir de 2025[63].
Une étude duBoston Consulting Group publiée le prévoit quatre scénarios possibles d'évolution de la demande de pétrole d'ici 2040 : le scénario de référence, prolongeant les tendances récentes avec une hausse du PIB mondial de 3,5 % par an entre 2015 et 2040 et un baril autour de 60 dollars, mène à une croissance de la demande de 0,9 % par an jusqu'en 2040 ; les trois autres scénarios débouchent sur un pic de la demande entre 2025 et 2030, le premier avec une baisse du coût des batteries de voitures électriques à 100 dollars le kilowattheure contre autour de 250 en 2016, et une amélioration des capacités de charge, portant la part de marché des voitures électriques à 90 % en 2040 dans les pays développés ; le deuxième avec une croissance mondiale limitée à 3 %, couplée à une amélioration de l'efficacité énergétique des véhicules à combustion (avec une consommation de 4,3 litres pour 100 kilomètres dans les pays de l'OCDE, contre le doubleactuellement[Quand ?]) ; le troisième avec la découverte et l'exploitation de larges gisements de gaz de schiste dans d'autres régions que les États-Unis, notamment en Chine, produisant des effets de remplacement du pétrole par le gaz dans l'industrie pétrochimique[64].
Le rapport 2023 de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) sur le marché du pétrole prévoit un pic de la demande mondiale de pétrole dès 2028, après une augmentation de 6 % entre 2022 et 2028. L'utilisation du pétrole comme carburant pour les transports devrait décliner dès 2026, avec le déploiement de plus en plus important des véhicules électriques. Cette baisse de la demande devrait cependant être freinée par la forte croissance de la consommation de pétrole dans les pays émergents, par la demande « en plein essor » pour les produits pétrochimiques et par celle de kérosène pour l'aviation[68].
L'avenir de la production pétrolière mondiale dépendra d'un niveau technologique plus élevé et d'investissements plus importants, ainsi que de la prospection de territoires pour le moment inaccessibles. Ces points convergent pour aboutir à un pétrole plus cher.
Le taux de récupération du pétrole sur un plan mondial est en 2008 de l'ordre de 35 % ; ce taux, en augmentation lente, joue considérablement sur la production ; les techniques modernes visent à améliorer ce taux.
Le pétrole profond fut lui aussi longtemps considéré inexploitable, soit pour des raisons de coût (en 2004, pour les puits d'une profondeur supérieure à 4 500 m, les 10 % ultimes du forage constituent 50 % de son coût[71]), soit en raison de problèmes techniques excédant la technologie disponible[71]. Le champElgin-Franklin présentait en 1995 le record des possibilités techniques, avec un gisement à1 100bar et190 °C[72].
Lessables bitumineux sont un mélange naturel de bitume brut, de sable, d'argile minérale et d'eau. Le gisement le plus connu est celui de l'Alberta ; déjà exploité, il fournit en 2011 plus de deux millions de barils par jour, permettant ainsi au Canada d'être le deuxième fournisseur de pétrole des États-Unis. Leurextraction pose de gros problèmes environnementaux[73] ; ce gisement géant équivaut à la moitié des réserves de l'Arabie saoudite. Le pétrole lourd, très visqueux, est aujourd'hui difficilement exploitable ; il constitue des réserves considérables, avec315 milliards de barils pour le seulVenezuela.
Une méthode prédictive a été proposée par le géologueM. King Hubbert pour déterminer le moment où la production d’un champ pétrolifère atteint son point culminant. En 1956, il avait ainsi annoncé lepic pétrolier desÉtats-Unis en 1970[74]. Selon lemodèle de Hubbert, la production d’uneressource non renouvelable suit une courbe qui ressemble d’abord à une croissance exponentielle, puis plafonne et diminue. Cette méthode ne tient pas compte des éléments économiques, ni du développement d'alternatives technologiques. Quelles qu'en soient les raisons, la plupart des observateurs s'accordent à penser que la consommation mondiale de pétrole déclinera avant l'année 2040.
Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), les investissements mondiaux dans le pétrole et le gaz sont passés de1090 milliards de dollars en 2023 à1116 milliards en 2024, retrouvant presque leur niveau de 2019 (1127 milliards. Le pic pétrolier, prévu jusqu'ici avant 2030, pourrait se trouvé repoussé (vers 2035 selon TotalEnergies). Pour continuer de répondre à la demande mondiale, les pétroliers doivent augmenter leurs investissements, car sans investissements, la production de leurs champs déclinerait de 2 à 3 % chaque année[75]. En septembre 2025, l'AIE publie un rapport sur le déclin naturel des gisements d'hydrocarbures. Elle estime que sur les quelque 550 milliards de dollars d'investissements consacrés à l'exploration-production dans le monde, 90 % permettent de maintenir la production et seuls 10 % servent à répondre à la hausse de la demande. L'AIE constate que les gisements de pétrole et de gaz déclinent naturellement plus vite qu'il y a quelques années, du fait de la plus forte proportion de gisements non conventionnels. La part des gisements conventionnels dans la production mondiale est passée de 97 % en 2000 à 77 % en 2024. Selon l'AIE, pour maintenir la production mondiale de pétrole et de gaz stable, il faudrait investir 540 milliards de dollars par an. Or les investissements sont attendus autour de 570 milliards en 2025, ce qui laisse peu de place au financement de la croissance de la production[76].
Après des années de stagnation, voire de baisse, l'année 2022 a vu les investissements amonts (exploration et extraction) bondir de 13 % dans le monde ; elles restent cependant inférieures de 45 % au total observé en 2014. Selon la société d'analyse Rystad, les investissements offshore, plus rentables que ceux à terre, devraient progresser de 27 % d'ici à 2024 par rapport à 2021, pour atteindre 173 milliards de dollars. Ainsi, le norvégien Equinor prévoit de reprendre son projet pharaoniqueBay du Nord de plus de 12 milliards de dollars, à 500 kilomètres au large du Canada, après avoir reçu les dernières autorisations des pouvoirs publics. TotalEnergies et son partenaire chinois CNOOC vont investir 10 milliards de dollars dans le projet Eacop en Ouganda ; TotalEnergies intervient aussi, avec l'italien ENI, le britannique Tullow Oil et le canadien Africa Oil Corp, dans le projet de 3,4 milliards de dollars South Lokichar, au Kenya[77].
Dans un rapport publié le[78], utilisant les données de l’agence d’intelligence économique norvégienneRystad Energy, le groupe de réflexionThe Shift Project prévoit que l’Union européenne risque de connaître une contraction du volume total de ses sources actuelles d’approvisionnement en pétrole pouvant aller jusqu’à 8 % entre 2019 et 2030, en particulier la Russie et celle de l’ensemble des pays d’ex-URSS, qui fournissent plus de 40 % du pétrole de l’UE, et l'Afrique (10 %)[79].
Les découvertes de nouvelles réserves de pétrole et de gaz ont atteint, de 2016 à 2018, leur niveau le plus bas depuis la fin de la Seconde Guerre mondiale et 2019 reste sur la même tendance. Les compagnies pétrolières hésitent à investir dans l'exploration, un métier coûteux et risqué dans un contexte déprimé pour les cours du brut ; le pétrole et le gaz de schiste américain, dont les réserves sont connues depuis des décennies et ne nécessitent donc pas d'exploration, offrent une grande flexibilité pour les producteurs, qui peuvent arrêter ou reporter les forages en quelques jours si les prix baissent. Les découvertes de 2019 ne représentent que 16 % des barils qui ont été consommés dans l'année, alors que ce taux frôlait les 40 % en 2015. Compte tenu du temps de développement des projets, le recul des découvertes des années 2015-2019 n'aura des conséquences sur la production qu'à partir du milieu de la décennie 2020[80].
La chute des prix du pétrole a eu un impact massif sur l'investissement des compagnies pétrolières : depuis que ces prix ont amorcé leur dégringolade mi-2014 jusqu'à fin 2015, les groupes pétroliers ont repoussé 68 grands projets de développement d'hydrocarbures, soit 380 milliards de dollars d'investissements, selon le cabinet Wood Mackenzie. Dans le pétrole, l'offshore profond a été le plus affecté, en Angola (75 milliards d'investissements décalés), au Nigeria et dans le golfe du Mexique. Le rapport cite aussi les sables bitumineux au Canada, particulièrement coûteux à développer. L'ampleur des chiffres cités est aussi liée au report de la phase 2 du méga-projet gazier deKashagan, au Kazakhstan. Ces reports entraineront à la baisse la production future, dès le début de la prochaine décennie : Wood Mackenzie estime leur impact à 1,5 million de barils par jour (Mb/j) en 2021 et à 2,9 Mb/j en 2025[85].
Selon un rapport de 2021 deThe Shift Project, la production mondiale de pétrole sera divisée par deux d'ici 2050[86]. Les diminutions, l'instabilité et les difficultés prévisibles de l'approvisionnement en pétrole posent aux pays importateurs de nombreux problèmes:
stratégiques (résilience etindépendance énergétique de 95 % des pays du monde qui ne disposent pas de la ressource dans leur sous-sol et qui sont importateurs dépendants)[89] ;
économiques (risque dedécroissance causée par la moindre disponibilité globale d'énergie, lestransports consommant 32 % de l'énergie totale consommée en France en 2011, énergie provenant à 98 % du pétrole[90]) ;
sociaux (risques de pertes d'emplois, de réduction des possibilités de transport et de déplacement, difficultés d'approvisionnement en produits de première nécessité).
lesbiocarburants, piste improbable puisque les ordres de grandeur de surface nécessaire ne sont pas compatibles avec la disponibilité d'espaces agricoles nécessaires à l'alimentation[99] ; la dérive climatique compromet encore plus le développement desbiocarburants, dans la mesure où on sait déjà qu'elle met à mal les rendements de toutes les cultures agricoles[100] ;
lebois, dont le développement est lui aussi mis en danger par la dérive climatique (incendies, sécheresses, disparition accélérée des forêts actuelles pour lesquelles le réchauffement est trop rapide pour permettre une adaptation naturelle)[101] ;
lafusion nucléaire ne sera pas opérationnelle suffisamment tôt pour constituer une alternative au pétrole : même si les évolutions technologiques (pas encore disponible mais nécessaires à son avènement) survenaient au rythme espéré aujourd'hui[102], les projections les plus optimistes n'envisagent les premiers prototypes de réacteurs permettant une production significative d'énergie électrique que vers le milieu du siècle[103] et pour ITER après 2050[104]. Même en envisageant une transition généralisée vers l'électrification des besoins couverts par les énergies fossiles aujourd'hui, c'est nettement trop tard pour que la fusion nucléaire fasse figure d'alternative sérieuse pour faire face à la raréfaction du pétrole en particulier et aux énergies fossiles en général.
L'urgence climatique planétaire nécessitant de diminuer les émissions de CO2, les autres énergies fossiles ne peuvent constituer une alternative durable au pétrole sans aggraver l'actuelle crise climatique. L'addiction et ladépendance au pétrole des économies mondiales en font pourtant croitre le recours au début de la décennie 2020.
legaz naturel, dont le pic de production est attendu aux alentours de 2030[105], et dont la Russie est un des premiers producteurs mondial, pose des problèmes géopolitiques à la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022[106]. Legaz naturel exige des installations fixes (gazoducs, terminaux gaziers,sites de stockage), ainsi que des contrats à très long terme qui ralentissent son expansion, et qui peuvent compromettre durablement les approvisionnements en cas de troubles diplomatiques ou de conflits armés.
lecharbon est la source d'énergie qui présente la plus forte croissance entre 2017 et 2022[107]. Contrairement au pétrole, le charbon est majoritairement consommé dans les pays qui le produisent (densité énergétique moindre et transport beaucoup plus complexe); quelque 15 % de la production mondiale, seulement, sont exportés. LeGIEC dresse pourtant un portrait catastrophique des conséquences climatiques de recours croissant au charbon par les cinq plus gros producteurs mondiaux (États Unis, Chine, Russie, Inde et Afrique du Sud). Le charbon est substituable au pétrole soit de façon directe, soit sous forme transformée par leprocédé Fischer-Tropsch. Les difficultés croissantes d'approvisionnement en pétrole suscitent un regain d'intérêt pour cette application dans les pays où le charbon est abondant. Elle présente les désavantages d'unbilan CO2 très lourd et d'un coût très élevé qui confine les applications dans les laboratoires à l'exception notable de l'Afrique du Sud (nécessité sous l'embargo pendant l'apartheid, choix stratégique pour l'indépendance énergétique ensuite, grâce aux ressources locales en charbon)[108],[109],[110]. Le bilan carbone du recours au charbon pour la production électrique est entre 50 % et 100 % plus défavorable que le pétrole[111], donc totalement incompatible avec les objectifs desortie des combustibles fossiles et de réduction des émissions degaz à effet de serre nécessaires pour limiter les effets planétaires très couteux duréchauffement climatique.
l'exploitation deshydrates de méthane, dont les réserves encore mal connues sont probablement très vastes, mais pour laquelle il n'existe pas encore de technologie fonctionnelle. Leméthane étant un gaz à effet de serre aupotentiel de réchauffement très supérieur à celui du CO2, sa libération naturelle aujourd'hui établie même si on n'en connait pas le rythme, rendue possible à cause du réchauffement climatique, pose déjà un grave problème quant aux possibilités de maîtrise de limitation de la catastrophe climatique en cours[112]. Se lancer aujourd'hui dans une exploitation de cette ressource ferait courir le risque d'un emballement de l'effet de serre[113], et la combustion du méthane éventuellement produit ferait encore augmenter les émissions de CO2, aggravant la crise climatique.
Accroitre l'efficacité énergétique[114],[115],[116] consiste à produire les mêmes biens et services avec moins d'énergie, et dans notre cas, de produits pétroliers. Puisqu'elle apporte une solution aux trois problèmes évoqués ci-dessus cette méthode apparaît comme satisfaisante lorsqu'elle n'est pas contrebalancée par uneffet rebond équivalent ou supérieur. Les moyens de l'efficacité énergétique ont l'avantage d'être fréquemment intuitifs et connus de tous :
utiliser des systèmes de régulation d'énergie permettant d'optimiser la consommation énergétique des habitats (efficacité énergétique active)[117] ;
utiliser des moteurs thermiques plus économes (ayant une consommation spécifique plus basse). Cela s'applique à l'automobile, mais aussi aux transports qui utilisent quasi exclusivement des énergies fossiles (navires, avions), aux machines agricoles, machines de chantiers, groupes électrogènes, etc.
Ces méthodes font lentement des progrès dans les pays développés où l'énergie est rendue artificiellement chère (taxes, subventions aux méthodes vertueuses). Entre autres, l’isolation se présente de plus en plus comme l'alternative du futur dans les pays tempérés (BedZED), mais peine à pénétrer le marché.
L'éloignement des habitants de leur lieu de travail favorise aujourd’hui le recours à la voiture et donc la consommation de pétrole. En France, selon les estimations de l'INSEE de 2015, en moyenne et à l'échelle nationale, 70 % des salariés utilisent leur voiture pour aller travailler tandis que 16 % d'entre eux emploient les transports publics. Le projet deloi d'orientation des mobilités prévoit de contraindre les entreprises de plus de 50 salariés à négocier avec les salariés un « plan de mobilité », de favoriser le covoiturage et letélétravail[118].
↑Soit environ 12,9 millions de mètres-cubes par jour.
↑Il suffit en effet de diviser la capacité de ce réservoir— 10 milliards de tonnes — par la consommation mondiale annuelle — 4 milliards de tonnes.
↑Un million de barils par jour équivaut à environ50 millions de tonnes par an.
↑a etbPeu significatif car la majeure partie des réserves sont des sables bitumineux, dont l'avenir de l'extraction, coûteuse et très polluante, n'est pas assuré.
↑Peu significatif car la production est fortement diminuée par les sanctions américaines.
↑Simon Morelot, professeur de pharmacie-chimique au Collège de pharmacie de Paris,Nouveau Dictionnaire Général des Drogues simples et composées, de Lemery, Paris, Rémont Libraire, rue Pavée S.-André, N°.11,, 788 tome premier,p. 714.
↑Matthieu Auzanneau,Or noir ; La grande histoire du pétrole,p. 30-31
↑Selon RosBusinessConsulting, les réserves d’or et de devises de la Russie au s'élevaient à266,9 milliards de dollars. Seuls le Japon et la Chine revendiquaient davantage.
Le Pétrole de la Caspienne et la Politique extérieure de l'Azerbaïdjan : tome 1- Questions économiques et juridiques, Turab Gurbanov, l’Harmattan, 2007, 304 p.,(ISBN978-2-296-04019-9)
Le Pétrole de la Caspienne et la Politique extérieure de l'Azerbaïdjan : tome 2- Questions géopolitiques, Turab Gurbanov, l’Harmattan, 2007, 297 p.,(ISBN978-2-296-04020-5)
Le Pétrole entre la logique économique et les enjeux stratégiques, Jacques Pecebois,Le Trimestre du monde,1er trimestre 1991.
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