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Jean-Marie MARTIN-AMOUROUX
physiques (campagnes sismiques, notamment) et des forages de délinéation qui
permettent d’apprécier les caractéristiques du gisement ;
des investissements de production (puits d’extraction et installations souterraines
pour le charbon, forages et installations de surface telles que les réseaux de collecte, les unités de séparation et de traitement et les réservoirs de stockage pour
le pétrole) ;
des infrastructures de transport sous forme de voies ferrées pour l’évacuation du
charbon, d’oléoducs pour le pétrole, de gazoducs ou de chaîne de liquéfaction et
regazéification pour le gaz naturel ;
des coûts d’exploitation, plus ou moins proportionnels selon les cas : frais de personnel très élevés dans l’exploitation des mines souterraines, fluides et pièces
détachées, assurances, frais généraux, locations diverses…
Rapportées aux volumes produits, ces dépenses permettent de calculer des coûts
unitaires, moyens et marginaux pour chaque exploitation. A posteriori, l’opération
ne présente pas de grande difficulté. A priori, elle se heurte aux difficultés d’évaluer
les volumes de production sur toute la vie du gisement, d’où les pratiques conservatrices des gestionnaires qui se traduisent par de fréquentes réévaluations en
cours de vie. Si, à une date donnée, on classe par ordre croissant les coûts moyens
de toutes les exploitations de pétrole, gaz naturel et charbon dans le monde, on
dénomme coût marginal de long terme le coût moyen de l’exploitation la plus coûteuse dont la production est nécessaire pour équilibrer l’offre et la demande pour
un prix observé ou anticipé du marché.
27.3.1. PÉTROLE
Les coûts de production en dollars/baril varient dans de considérables proportions
d’une région du monde à l’autre : de moins de $5 au Moyen-Orient à plus de $15
en mer du Nord. Encore cet écart de 1 à 3 masque-t-il des dispersions beaucoup
plus grandes si l’on distingue les gisements exploités dans chaque région selon
qu’ils sont onshore ou offshore, anciens ou nouveaux, petits ou grands. Au MoyenOrient, l’éventail des coûts (toujours en dollars) va de
0,4-0,8 champs à terre anciens,
0,6-3,0 champs à terre récents,
2,0-4,0 grands gisements en mer,
3,0-6,0 petits gisements en mer.
En mer du Nord, il va de
4,0-10,0 en zone Sud,
8,0-20,0 en zone Nord,
15,0-25,0 pour les champs marginaux [3].
Les écarts à l’intérieur de chaque sous-groupe s’expliquent principalement par la
productivité des puits qui peut aller de 7000 barils/jour au Moyen-Orient à moins
Jean-Marie MARTIN-AMOUROUX
physiques (campagnes sismiques, notamment) et des forages de délinéation qui
permettent d’apprécier les caractéristiques du gisement ;
des investissements de production (puits d’extraction et installations souterraines
pour le charbon, forages et installations de surface telles que les réseaux de collecte, les unités de séparation et de traitement et les réservoirs de stockage pour
le pétrole) ;
des infrastructures de transport sous forme de voies ferrées pour l’évacuation du
charbon, d’oléoducs pour le pétrole, de gazoducs ou de chaîne de liquéfaction et
regazéification pour le gaz naturel ;
des coûts d’exploitation, plus ou moins proportionnels selon les cas : frais de personnel très élevés dans l’exploitation des mines souterraines, fluides et pièces
détachées, assurances, frais généraux, locations diverses…
Rapportées aux volumes produits, ces dépenses permettent de calculer des coûts
unitaires, moyens et marginaux pour chaque exploitation. A posteriori, l’opération
ne présente pas de grande difficulté. A priori, elle se heurte aux difficultés d’évaluer
les volumes de production sur toute la vie du gisement, d’où les pratiques conservatrices des gestionnaires qui se traduisent par de fréquentes réévaluations en
cours de vie. Si, à une date donnée, on classe par ordre croissant les coûts moyens
de toutes les exploitations de pétrole, gaz naturel et charbon dans le monde, on
dénomme coût marginal de long terme le coût moyen de l’exploitation la plus coûteuse dont la production est nécessaire pour équilibrer l’offre et la demande pour
un prix observé ou anticipé du marché.
27.3.1. PÉTROLE
Les coûts de production en dollars/baril varient dans de considérables proportions
d’une région du monde à l’autre : de moins de $5 au Moyen-Orient à plus de $15
en mer du Nord. Encore cet écart de 1 à 3 masque-t-il des dispersions beaucoup
plus grandes si l’on distingue les gisements exploités dans chaque région selon
qu’ils sont onshore ou offshore, anciens ou nouveaux, petits ou grands. Au MoyenOrient, l’éventail des coûts (toujours en dollars) va de
0,4-0,8 champs à terre anciens,
0,6-3,0 champs à terre récents,
2,0-4,0 grands gisements en mer,
3,0-6,0 petits gisements en mer.
En mer du Nord, il va de
4,0-10,0 en zone Sud,
8,0-20,0 en zone Nord,
15,0-25,0 pour les champs marginaux [3].
Les écarts à l’intérieur de chaque sous-groupe s’expliquent principalement par la
productivité des puits qui peut aller de 7000 barils/jour au Moyen-Orient à moins