Contenu du sommaire : Les hydrocarbures du futur

A quoi servent les produits pétroliers ? De façon très prédominante à l'activité de transport (53 % de la consommation mondiale en 2009, d'après l'AIE), mais aussi, significativement, comme matière première pour la chimie et, de façon beaucoup plus limitée, pour produire de la chaleur et de l'électricité. Mais alors que dans le cas du transport il n'y a aujourd'hui pratiquement pas de substitut qui puisse concurrencer le pétrole sur une grande échelle, dans les deux autres cas, de nombreux substituts sont déjà possibles. Nous limiterons donc notre analyse au cas du transport.

Devant la demande en énergie de plus en plus forte de la part des milliards d'habitants des pays émergents, conjuguée à l'épuisement inexorable des réserves en hydrocarbures conventionnels et à l'absence de substituts à ces produits, les ressources et réserves en hydrocarbures non conventionnels sont de plus en plus d'actualité. Cette actualité est d'autant plus marquée que ces hydrocarbures non conventionnels sont déjà produits dans certains pays, fournissant environ 4 % de la consommation actuelle d'hydrocarbures dans le monde. Ils sont techniquement et économiquement exploitables, mais qu'en est-il de leurs ressources et de leurs réserves ?

De nombreux ouvrages décrivent l'histoire et les progrès réalisés dans le domaine de l'offshore pétrolier et gazier, tant du point de vue des réserves que des techniques d'exploitation. Il n'est nullement question ici de faire un résumé de tous ces travaux, mais plutôt de montrer que l'exploration et la production du pétrole et du gaz par très grande profondeur est à la fois un mélange de technologie, de gestion de projets et – surtout – de passion et d'innovation. Car sans la passion qui anime les hommes et les femmes de notre industrie, l'aventure humaine de l'offshore profond n'aurait jamais eu lieu.

Les systèmes pétroliers de l'Arctique présentent une grande variété du fait de l'histoire géologique complexe de la région. Ces systèmes pétroliers sont classiques, mais l'exploration et la production des gisements dits « polaires » relève du défi technologique, du fait des conditions climatiques extrêmes. De plus, l'important éloignement et les difficultés de transport entre les zones de production et celles de consommation impliquent des investissements gigantesques pour mettre en production les gisements et acheminer les hydrocarbures [1].

Dans un monde en croissance où l'offre de pétrole conventionnel est de plus en plus contrainte, les hydrocarbures non conventionnels, notamment les huiles lourdes, doivent répondre à une demande croissante en énergie. Les ressources en huiles lourdes sont très importantes, notamment au Canada et au Venezuela ; mais ces produits sont caractérisés par une viscosité très élevée dans leurs réservoirs naturels, ce qui exige un apport supplémentaire d'énergie et les rend plus difficiles et coûteux à produire et à raffiner que les bruts conventionnels. Les contraintes économiques, environnementales et politiques n'en permettront qu'un développement progressif, susceptible toutefois de les faire passer de 2,5 % de la production pétrolière mondiale en 2010 à 8 % en 2030.

On compte fortement sur les biocarburants pour répondre aux défis énergétiques et environnementaux auxquels nous sommes confrontés. Ceux-ci font également l'objet de nombreux débats autour de l'impact du déploiement potentiel à grande échelle de cette option, qu'il s'agisse d'impacts environnementaux ou d'impacts sur les stratégies agricoles et alimentaires. Les analyses du cycle de vie des biocarburants permettent d'évaluer ces différents impacts, pour chacune des filières ; elles montrent qu'au-delà des performances intrinsèques des procédés de conversion de la biomasse, les intrants (nécessaires aux cultures produisant des biocarburants) et le changement d'affectation des sols lors de la mise en place de ces cultures sont susceptibles de modifier radicalement le bilan des biocarburants en termes d'émissions de gaz à effet de serre.

Les Français ignorent en général que le charbon est l'énergie fossile numéro un dans le monde et que, parmi les énergies fossiles, c'est lui qui enregistre la plus forte progression. Peu d'observateurs savent que le charbon peut être converti en produits pétroliers. Pourtant, depuis plusieurs décennies, l'Afrique du Sud en tire 30 % de ses besoins en carburants. Cette filière de conversion est appelée Coal-To-Liquids (CTL).S'il est industrialisé, le CTL n'en est pas magique pour autant : les technologies sont complexes, les investissements élevés, les conditions opératoires difficiles en raison de la nature des fluides traités et des conditions de température et de pression requises.

L'usine Pearl GTL, au Qatar, est la plus grande source au monde de produits GTL (Gas-To-Liquid), issus de la transformation du gaz naturel en hydrocarbures liquides. En fonctionnement nominal, sa capacité de production sera de 260 000 barils d'équivalent pétrole par jour (140 000 barils de produits GTL, et 120 000 barils en équivalent pétrole d'autres liquides à base de gaz naturel, mais aussi d'éthane, qui seront employés dans les procédés industriels). Elle a expédié ses premiers produits courant 2011 et entrera en pleine production à la mi-2012.

Courant 2008, Cedigaz, association selon la loi de 1901 regroupant environ une centaine d'acteurs internationaux de l'industrie gazière, s'était intéressée à la production de gaz aux Etats-Unis, en croissance continue depuis 2005 alors qu'il était admis que les ressources domestiques s'épuisaient et motivaient des investissements importants dans les terminaux de regazéification. Bien sûr, pensait-on, l'augmentation des prix du gaz sur le marché américain jusqu'à la mi-2008 permettait de gros efforts de production. La crise économique, dès la fin 2008 et durant toute l'année 2009, ramenait brutalement les prix à des niveaux modestes. Cependant, la production continuait de croître, retrouvant pour la première fois les niveaux de 1973. Il s'agissait là en fait d'une révolution dans l'accès massif à des ressources non conventionnelles, principalement celles des gaz de schiste, à des coûts réduits grâce à l'emploi de nouvelles technologies et à de gros efforts en matière de productivité. Quelles sont les caractéristiques de cette révolution, quelle est son impact sur les marchés internationaux et quel est son futur à long terme à l'échelle mondiale ? Tels sont les thèmes abordés dans cet article.

Le film documentaire « Gasland » du réalisateur américain Josh Fox a remarquablement chargé de tous les péchés écologiques l'exploitation du gaz de schiste aux Etats-Unis. Cette caricature, aussi talentueuse que partisane et dénuée de fondement scientifique, a largement contribué à la désinformation et à susciter dans notre pays un puissant mouvement d'opinion opposé à l'extraction du gaz et de l'huile de schiste. De Villeneuve-de-Berg en Ardèche à Doue en Seine-et-Marne, en passant par le Larzac, plusieurs milliers de manifestants ont protesté contre des projets d'exploration de possibles gisements d'hydrocarbures de schiste. Amplifiée par les médias, puis relayée par les élus locaux toutes tendances politiques confondues, cette opposition s'est traduite par le dépôt par nos parlementaires de trois propositions de loi visant à interdire dans notre pays la fracturation hydraulique, seule technique aujourd'hui disponible pour extraire les hydrocarbures de schiste. Finalement, la loi du 13 juillet 20111 a été adoptée en urgence selon la procédure accélérée.

La captation-séquestration du CO2 sera nécessaire, mais elle ne sera ni gratuite ni universelle, en raison même de la géologie des différents pays concernés. La valorisation du CO2 pourrait ainsi devenir un véritable objectif, surtout si on la connecte à des enjeux tels que l'évolution de l'aviation.Nul ne sait précisément à quelle vitesse se développera l'électrification des moyens de transport. Mais on ne peut exclure, avec un prix du pétrole se situant autour de 150 $/baril, que la valorisation chimique du CO2 devienne un enjeu réel. La Chine serait particulièrement susceptible de s'y intéresser, notamment en raison de l'intérêt que peut représenter pour elle le CO2 produit par ses cimenteries.Ce sujet, qui restera donc de peu d'actualité d'ici à 2020, est susceptible de devenir beaucoup plus important par la suite.

On qualifie d'« émergents » les risques induits par le développement d'une activité industrielle susceptible de provoquer à terme des effets néfastes sur l'environnement et la santé des personnes. De tels risques résultent souvent de l'essor de nouvelles technologies, mais ils peuvent également découler de pratiques usitées de longue date, mais dont le danger « émerge » plus ou moins soudainement du fait de nouvelles connaissances scientifiques ou de l'évolution de la perception qu'en a le public.Ainsi, la perception de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, mise en œuvre depuis plus d'une décennie aux Etats-Unis, comme un risque émergent sur le territoire français relève sans nul doute de cette dernière catégorie. De sérieuses questions, fortement relayées par la société civile et les pouvoirs publics, sont en effet soulevées à propos des conséquences environnementales de l'exploitation de cette ressource.

Les hydrocarbures non conventionnels représentent une ressource potentielle significative, malgré leur extraction souvent complexe. L'Agence Internationale de l'Energie (AIE), dans son rapport annuel de 2008 [1], estime à 9 trillions de barils le volume potentiel des hydrocarbures liquides susceptibles d'être produits (un chiffre à comparer avec les 1,1 trillion de barils extraits à ce jour et les 1,3-1,4 trillion de barils de réserves prouvées). Cette estimation inclut les huiles lourdes, les huiles extra-lourdes, les schistes bitumineux, ainsi que les hydrocarbures liquides obtenus par transformation du charbon et du gaz. L'AIE fournit aussi dans son rapport de 2009 [2] des estimations des ressources en gaz, qu'elle évalue à plus de 850 trillions de mètres cubes (T m3) (à comparer avec les 80 T m3 produits à ce jour, et avec les 187 T m3 de réserves prouvées).

La vision des hydrocarbures non conventionnels s'est fortement modifiée au cours des trente-cinq années écoulées. La production de pétrole en mer, même à de faibles profondeurs, a été considérée comme non conventionnelle, lors de son démarrage, à la fin des années 1970. Aujourd'hui, les productions offshore considérées comme non conventionnelles sont celles opérées à grande profondeur ou celles qui posent des problèmes spécifiques (par exemple, de température ou de pression). Mais, dans le même temps, le rôle joué par ces hydrocarbures s'est fortement accru par rapport au pétrole et au gaz conventionnels, et ce rôle ne devrait cesser de s'accroître dans le futur.

Alors que les constructeurs d'automobiles opèrent des changements profonds pour répondre aux défis de la globalisation et des évolutions sociétales, la question basique de l'énergie et des technologies de traction automobile devient primordiale et stratégique.Les hydrocarbures non conventionnels s'inscrivent dans la continuité des motorisations thermiques. Ils sont une opportunité renforçant la dynamique vers plus de sobriété énergétique. Mais comment seront-ils associés aux technologies électriques de rupture ? Le paysage dépendra très largement de la capacité de tous les acteurs à coopérer en vue d'une mobilité plus durable.

L'année 2010 est marquée en Europe par une reprise modérée de l'économie, après une année 2009 de crise et de baisse de la consommation. Au niveau mondial, la demande d'énergie des pays émergents continue à tirer les prix vers le haut. En France, les mois d'hiver 2010 ont été particulièrement froids, ce qui a entraîné une surconsommation de chauffage de plus de 10 %, elle est estimée à 4,6 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep).