Le monde débat sans cesse de la demande de pétrole et de gaz, rarement de ce qui se passe sous terre. Dans un rapport publié en septembre, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) renverse la perspective et s’alarme du rythme auquel s’épuisent les gisements en exploitation. Fondée sur l’analyse d’environ 15 000 champs à travers le monde, l’étude montre que l’essentiel des investissements du secteur sert désormais à compenser ce déclin naturel, plutôt qu’à produire davantage. Une réalité qui pèse, selon l’agence, sur les équilibres du marché, la sécurité énergétique et les stratégies des États comme des compagnies.
Neuf dollars sur dix pour rester sur place
Depuis 2019, quelque 550 milliards de dollars sont investis chaque année dans l’amont pétrogazier. Près de 90 % de cette somme, soit environ 500 milliards, servent à remplacer la production perdue des champs existants. Seuls 10 % financent des projets destinés à répondre à la hausse de la demande. L’investissement de 2025 devrait avoisiner 570 milliards de dollars. Si ce niveau se maintient, une légère croissance de la production reste possible, mais l’AIE avertit qu’une baisse relativement modeste suffirait à geler l’offre. Le coût de cette course contre la montre ne cesse de croître : avec les taux de déclin des années 1980, l’effort annuel serait de 360 milliards de dollars au lieu de 500. Pour maintenir la production actuelle jusqu’en 2050, il faudrait en moyenne 540 milliards de dollars par an.
Des gisements qui ne vieillissent pas au même rythme
Après leur pic, les champs de pétrole conventionnel déclinent en moyenne de 5,6 % par an, ceux de gaz conventionnel de 6,8 %. Mais les écarts sont considérables. Les gisements supergéants, concentrés au Moyen-Orient, en Eurasie et en Amérique du Nord, qui assurent près de la moitié de la production mondiale, ne perdent que 2,7 % par an, contre plus de 11,6 % pour les petits champs. L’onshore décline de 4,2 % annuellement, l’offshore profond de 10,3 %. Le Moyen-Orient affiche le rythme le plus lent (1,8 %), l’Europe, très dépendante de l’offshore, le plus rapide (9,7 %). La structure de l’offre a également changé : le pétrole conventionnel, qui pesait 97 % de la production en 2000, n’en représente plus que 77 %, l’essor du pétrole de schiste ayant introduit des puits qui s’épuisent bien plus vite.
Le scénario d’un arrêt total des investissements
L’AIE a aussi simulé l’hypothèse d’une cessation immédiate de tout investissement. La production mondiale de pétrole chuterait alors d’environ 8 % par an, soit plus de 5,5 millions de barils par jour (mb/d) chaque année, l’équivalent de la production cumulée du Brésil et de la Norvège. Le gaz perdrait quelque 270 milliards de mètres cubes annuellement, soit toute la production africaine actuelle. L’offre de pétrole tomberait à 42 mb/d en 2035 et à 15 mb/d en 2050. Ces pertes sont plus lourdes qu’en 2010, où elles auraient été de 3,9 mb/d par an, en raison du poids croissant du non conventionnel. Les États-Unis, dont la production repose largement sur le schiste, verraient la leur reculer d’environ 75 % d’ici 2035, contre 45 % pour la Russie et le Moyen-Orient. Résultat : la part de l’OPEP et de la Russie dans la production mondiale passerait de 43 % à plus de 65 % en 2050, un niveau inédit dans l’histoire des marchés pétroliers.
Une course contre la montre
Maintenir la production actuelle exigerait, en 2050, plus de 45 mb/d de pétrole issus de nouveaux champs conventionnels. Environ 230 milliards de barils et 40 000 milliards de mètres cubes de gaz déjà découverts attendent une décision d’approbation, surtout au Moyen-Orient, en Eurasie et en Afrique. Leur mise en valeur pourrait ajouter près de 28 mb/d d’ici 2050. Le reste imposerait de découvrir chaque année environ 10 milliards de barils, un niveau à peine supérieur à celui des dernières années. Or le délai moyen entre l’octroi d’une licence d’exploration et la première production approche vingt ans.
L’AIE précise que ces besoins diminueraient si la demande reculait, y compris dans son scénario d’émissions nettes nulles, où aucun nouveau projet à long délai ne serait nécessaire. Elle invite décideurs et entreprises à intégrer les taux de déclin dans leur planification, à améliorer la transparence des données et à prévoir le financement du démantèlement des sites.
