554
Denis BABUSIAUX
qu'aux années 1990 considérées comme exploitables seulement pour un prix élevé
($30 ou plus) du baril de brut. Elles le sont maintenant à partir d'un prix du brut de
l'ordre de $12/b. La réduction des coûts d’exploitation des sables asphaltiques de
l’Athabasca au Canada, bien que moins spectaculaire, est cependant sensible. Or
les réserves récupérables de l’Orénoque et de l’Athabasca sont du même ordre de
grandeur que celles du Moyen-Orient (de l’ordre de 600 milliards de barils). La production d’hydrocarbures liquides à partir du gaz naturel fait l’objet de plusieurs projets en Indonésie, au Bengladesh, en Egypte (Shell), en Alaska, au Qatar (ExxonMobil)… A plus long terme, on peut envisager un recours aux schistes bitumeux
dont les réserves sont considérables, voire un appel aux procédés de liquéfaction
du charbon. La disponibilité d’hydrocarbures liquides ne devrait donc pas poser de
problèmes majeurs pendant encore un certain nombre de décennies. Ce sont vraisemblablement les contraintes environnementales (réduction des émissions de
gaz à effet de serre) qui conduiront à limiter leur utilisation.
26.2.2. LOCALISATION DES RÉSERVES ET PRODUCTION
Epuisables, les ressources énergétiques sont aussi très inégalement réparties
sur la planète, ce qui est source d’un certain nombre de problèmes géopolitiques
bien connus (guerre du Golfe…). Les pays de l’OPEP détiennent par exemple plus
de 75% des réserves pétrolières et environ 42% des réserves de gaz naturel. Parmi
ces pays, l’Arabie Saoudite regroupe, à elle seule, 25% des réserves pétrolières
mondiales. Notons cependant que les évolutions techniques (offshore) ont permis
une croissance des productions des pays non-OPEC, et que les privatisations et
l’ouverture de leurs secteurs pétroliers et gaziers par de nombreux pays producteurs offrent de nouvelles opportunités diversifiées aux opérateurs internationaux.
Les pays de l’ex-URSS possèdent, de leur côté, plus de 40% des réserves de gaz
et près d’un quart de celles du charbon. Les réserves d’uranium sont relativement
plus réparties. L’Australie et le Kazakhstan en possèdent chacun environ 20%.
Par ailleurs, les coûts de production sont très dispersés, engendrant différentes
rentes (s’ajoutant à d’éventuelles rentes de qualité). Grâce aux progrès techniques
et organisationnels, ils ont été au cours des années 1990 orientés à la baisse pour
l’ensemble des énergies fossiles. Le coût technique d’exploitation des gisements
pétroliers est de $2 par baril environ en Arabie Saoudite, de 8 à $10 en mer du Nord.
Des écarts de 10 à $100/t peuvent être constatés entre les coûts de production de
charbon à ciel ouvert en Afrique du Sud ou en Australie et l’exploitation des mines
souterraines européennes.
Si les coûts de transport ne sont pas déterminants dans le cas du pétrole (environ
1 à $2 par baril), ils sont primordiaux dans le cas du charbon et du gaz. La somme
des coûts logistiques du départ de la mine jusqu'à un utilisateur final européen de
charbon représente de 70 à 80% du coût total. Dans le cas du gaz naturel liquéfié,
ils peuvent atteindre l’équivalent de $10 par baril d'équivalent pétrole.
Denis BABUSIAUX
qu'aux années 1990 considérées comme exploitables seulement pour un prix élevé
($30 ou plus) du baril de brut. Elles le sont maintenant à partir d'un prix du brut de
l'ordre de $12/b. La réduction des coûts d’exploitation des sables asphaltiques de
l’Athabasca au Canada, bien que moins spectaculaire, est cependant sensible. Or
les réserves récupérables de l’Orénoque et de l’Athabasca sont du même ordre de
grandeur que celles du Moyen-Orient (de l’ordre de 600 milliards de barils). La production d’hydrocarbures liquides à partir du gaz naturel fait l’objet de plusieurs projets en Indonésie, au Bengladesh, en Egypte (Shell), en Alaska, au Qatar (ExxonMobil)… A plus long terme, on peut envisager un recours aux schistes bitumeux
dont les réserves sont considérables, voire un appel aux procédés de liquéfaction
du charbon. La disponibilité d’hydrocarbures liquides ne devrait donc pas poser de
problèmes majeurs pendant encore un certain nombre de décennies. Ce sont vraisemblablement les contraintes environnementales (réduction des émissions de
gaz à effet de serre) qui conduiront à limiter leur utilisation.
26.2.2. LOCALISATION DES RÉSERVES ET PRODUCTION
Epuisables, les ressources énergétiques sont aussi très inégalement réparties
sur la planète, ce qui est source d’un certain nombre de problèmes géopolitiques
bien connus (guerre du Golfe…). Les pays de l’OPEP détiennent par exemple plus
de 75% des réserves pétrolières et environ 42% des réserves de gaz naturel. Parmi
ces pays, l’Arabie Saoudite regroupe, à elle seule, 25% des réserves pétrolières
mondiales. Notons cependant que les évolutions techniques (offshore) ont permis
une croissance des productions des pays non-OPEC, et que les privatisations et
l’ouverture de leurs secteurs pétroliers et gaziers par de nombreux pays producteurs offrent de nouvelles opportunités diversifiées aux opérateurs internationaux.
Les pays de l’ex-URSS possèdent, de leur côté, plus de 40% des réserves de gaz
et près d’un quart de celles du charbon. Les réserves d’uranium sont relativement
plus réparties. L’Australie et le Kazakhstan en possèdent chacun environ 20%.
Par ailleurs, les coûts de production sont très dispersés, engendrant différentes
rentes (s’ajoutant à d’éventuelles rentes de qualité). Grâce aux progrès techniques
et organisationnels, ils ont été au cours des années 1990 orientés à la baisse pour
l’ensemble des énergies fossiles. Le coût technique d’exploitation des gisements
pétroliers est de $2 par baril environ en Arabie Saoudite, de 8 à $10 en mer du Nord.
Des écarts de 10 à $100/t peuvent être constatés entre les coûts de production de
charbon à ciel ouvert en Afrique du Sud ou en Australie et l’exploitation des mines
souterraines européennes.
Si les coûts de transport ne sont pas déterminants dans le cas du pétrole (environ
1 à $2 par baril), ils sont primordiaux dans le cas du charbon et du gaz. La somme
des coûts logistiques du départ de la mine jusqu'à un utilisateur final européen de
charbon représente de 70 à 80% du coût total. Dans le cas du gaz naturel liquéfié,
ils peuvent atteindre l’équivalent de $10 par baril d'équivalent pétrole.