13 9

Cette Table Ronde évalue les mesures dont disposent
les pouvoirs publics pour sécuriser les approvisionnementspétroliers et freiner le changement climatique. Elle examine leurinteraction avec les mesures destinées à gérer la congestionet réduire la pollution atmosphérique locale. Cet ouvrage
identifie un certain nombre d’incompatibilités et de nécessaires
arbitrages, soulignant ainsi l’importance d’une approche
intégrée dans l’élaboration des politiques.
Ce rapport examine aussi les facteurs qui déterminent
les prix du pétrole à court et long terme, ainsi que lesperspectives concernant les approvisionnements pétroliers.

139

www.internationaltransportforum.org

www.oecd.org/editions(74 2008 03 2 P1) ISBN 978-92-82-10251-0-:HSTCSC=VUWZVU:

2008

C ent re de rec her che sur les transpo r ts

La puissance de marché des pays de l’OPEP s’accroît à mesure
que la production de pétrole conventionnel hors OPEP atteint
un plateau. Les réserves de pétrole que recèlent les sables
bitumineux du Canada ou d’ailleurs sont considérables et leurexploitation est concurrentielle tant que les prix du pétrole
restent supérieurs à 40 dollars le baril. Mais l’exploitation deces réserves (de leur extraction à leur utilisation dans le secteur
des transports) engendre deux fois plus d’émissions de CO2
que l’utilisation du pétrole conventionnel.

TA B L E R O N D E

La consommation de pétrole se concentre de plus en plus dansle secteur des transports. Ainsi, des variations relativement
limitées de la demande dans ce secteur peuvent avoir des effets
de plus en plus sensibles sur les cours du pétrole, qui ont atteint
un sommet historique début 2008, franchissant la barre des100 dollars le baril pour la première fois depuis le choc pétrolier
de 1979. Le facteur sous-jacent de cette flambée des prix a étéla demande émanant des économies en développement rapide,
au premier rang desquels la Chine, où le secteur des transports
est le plus gros consommateur de pétrole.

Pétrole et transports:
La fin des carburants à prix abordable ?

Pétrole et transports: La fin
des carburants à prix abordable ?

Pétrole et transports:
La fin des carburants
à prix abordable ?

TABLE
RONDE

13 9

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ORGANISATION DE COOPÉRATIONET DE DÉVELOPPEMENT ÉCONOMIQUESL’OCDE est un forum unique en son genre où les gouvernements de 30 démocraties œuvrent
ensemble pour relever les défis économiques, sociaux et environnementaux que pose la
mondialisation. L’OCDE est aussi à l'avant-garde des efforts entrepris pour comprendre les évolutions
du monde actuel et les préoccupations qu’elles font naître. Elle aide les gouvernements à faire face àdes situations nouvelles en examinant des thèmes tels que le gouvernement d’entreprise, l’économie
de l’information et les défis posés par le vieillissement de la population. L’Organisation offre aux
gouvernements un cadre leur permettant de comparer leurs expériences en matière de politiques, dechercher des réponses à des problèmes communs, d’identifier les bonnes pratiques et de travailler à lacoordination des politiques nationales et internationales.
Les pays membres de l’OCDE sont : l’Allemagne, l’Australie, l’Autriche, la Belgique, le Canada, laCorée, le Danemark, l'Espagne, les États-Unis, la Finlande, la France, la Grèce, la Hongrie, l’Irlande,l’Islande, l’Italie, le Japon, le Luxembourg, le Mexique, la Norvège, la Nouvelle-Zélande, les Pays-Bas, laPologne, le Portugal, la République slovaque, la République tchèque, le Royaume-Uni, la Suède, laSuisse et la Turquie. La Commission des Communautés européennes participe aux travaux de l’OCDE.
Les Éditions OCDE assurent une large diffusion aux travaux de l'Organisation. Ces derniers
comprennent les résultats de l’activité de collecte de statistiques, les travaux de recherche menés sur
des questions économiques, sociales et environnementales, ainsi que les conventions, les principes
directeurs et les modèles développés par les pays membres.

Cet ouvrage est publié sous la responsabilité du Secrétaire général de l’OCDE. Les opinions et
les interprétations exprimées ne reflètent pas nécessairement les vues de l’OCDE ou desgouvernements de ses pays membres.

Publié en anglais sous le titre :OIL DEPENDENCE: IS TRANSPORT RUNNING OUT OF AFFORDABLE FUEL ?

Les corrigenda des publications de l’OCDE sont disponibles sur : www.oecd.org/editions/corrigenda.

© OCDE/FIT 2008
L'OCDE autorise à titre gracieux toute reproduction de cette publication à usage personnel, non commercial. L'autorisation de photocopier partie decette publication à des fins publiques ou commerciales peut être obtenue du Copyright Clearance Center (CCC) info@copyright.com ou du Centre
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FORUM INTERNATIONAL DES TRANSPORTS

Le Forum International des Transports est une institution intergouvernementale appartenant à lafamille OCDE. Le Forum est une plate-forme mondiale pour les décideurs politiques et les parties
intéressées. Son objectif est d'aider les responsables politiques et un public plus large à mieuxappréhender le rôle des transports en tant qu'élément clé de la croissance économique, ainsi que leurs
effets sur les composantes sociales et environnementales du développement durable. Le Forum organise
une Conférence pour les Ministres et les représentants de la société civile chaque année au mois de mai à
Leipzig, Allemagne.
Le Forum International des Transports a été créé par une Déclaration du Conseil des Ministres de la
CEMT (Conférence Européenne des Ministres des Transports) lors de la session ministérielle de mai
2006. Il est établi sur la base juridique du Protocole de la CEMT signé à Bruxelles le 17 octobre 1953 ainsi
que des instruments juridiques appropriés de l'OCDE. Son Secrétariat se trouve à Paris.
Les pays membres du Forum sont les suivants : Albanie, Allemagne, Arménie, Australie, Autriche,
Azerbaïdjan, Bélarus, Belgique, Bosnie-Herzégovine, Bulgarie, Canada, Corée, Croatie, Danemark, ERYM,
Espagne, Estonie, États-Unis, Finlande, France, Géorgie, Grèce, Hongrie, Irlande, Islande, Italie, Japon,
Lettonie, Liechtenstein, Lituanie, Luxembourg, Malte, Mexique, Moldavie, Monténégro, Norvège,
Nouvelle-Zélande, Pays-Bas, Pologne, Portugal, République tchèque, Roumanie, Royaume-Uni, Russie,
Serbie, Slovaquie, Slovénie, Suède, Suisse, Turquie, Ukraine.
L'OCDE et le Forum International des Transports ont créé en 2004 un Centre conjoint de Recherche
sur les Transports. Ce Centre mène des programmes coopératifs de recherche couvrant tous les modesde transport, recherches qui visent à aider la formulation des politiques dans les pays membres.
A travers certains de ses travaux, le Centre apporte également des contributions aux activités du Forum
International des Transports.

Des informations plus détaillées sur le Forum International des Transports sont disponibles sur Internet à l'adresse suivante :www.internationaltransportforum.org

TABLE DES MATIÈRES -5

TABLE DES MATIÈRES

SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION ..................................................................................................... 7

RAPPORTS INTRODUCTIFS
Pics pétroliers et évolution des stratégies des pays importateurs et exportateurs depétrole – par P. ALEKLETT (Suède) ........................................................................................ 39
1. Introduction ...................................................................................................................... 44
2. Évolution future de la demande de pétrole ...................................................................... 49
3. Quantité de pétrole découverte et dates de découverte .................................................... 54
4. Tendances historiques de la consommation et limites pour la consommation future ..... 63
5. Scénarios d’importation et d’exportation ........................................................................ 77
6. Production de carburants liquides pour le transport au moyen desprocédés CTL et GTL ...................................................................................................... 85
7. Stratégies possibles des pays importateurs et exportateurs de pétrole ............................ 90
8. Prise de conscience du pic pétrolier................................................................................. 94
Appendice : Prévisions basées sur les réserves concernant le pétrole, le gaz et lecharbon et limites en matière d’émissions de dioxyde de carbone ...................................... 103
Évolution future des prix et de la disponibilité des carburants pour les transports par D.L. GREENE (États-Unis) ............................................................................................... 127
1. Introduction .................................................................................................................... 131
2. Croissance de la demande de carburants pour les transports......................................... 134
3. Ressources, OPEP et transition énergétique .................................................................. 137
4. Évolution des politiques et progrès technologique ........................................................ 148
5. Perspectives des prix de l’énergie utilisée dans les transports ...................................... 151
Annexe : Croissance de la demande, pic de production et pouvoir de marchéde l’OPEP ............................................................................................................................. 159
Incertitudes sur le marché pétrolier à moyen terme - par L. EAGLES (AIE) .................... 161
1. Aperçu général ............................................................................................................... 165
2. Incertitudes du côté de l’offre ........................................................................................ 172
3. Investissement ................................................................................................................ 176
4. Conclusion ..................................................................................................................... 179

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6 - TABLE DES MATIÈRES
Évolution à long terme de la demande de transport, élasticité-prix de la demandede carburant et conséquences des perspectives de l’industrie pétrolière
pour la politique des transports - par K.A. SMALL (États-Unis) et
K. VAN DENDER (États-Unis et FIT) .................................................................................... 181
1. Introduction .................................................................................................................... 185
2. Détermination de l’évolution à long terme de la demande de transport routierde voyageurs et de la demande d’énergie associée ........................................................ 187
3. Politique énergétique dans le secteur des transports ..................................................... 199
4. Conclusion ..................................................................................................................... 209

LISTE DES PARTICIPANTS .......................................................................................................... 221

PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -SYNTHÈSE DE LA DISCUSSIONPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

7

SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -9

SOMMAIRE

RÉSUMÉ ............................................................................................................................................... 11
1.

INTRODUCTION ......................................................................................................................... 14

2.

MOTEURS DE L’ÉVOLUTION DES COURS DU PÉTROLE OBSERVÉEENTRE 1960 ET 2007 .................................................................................................................. 14

3.

VOLATILITÉ DES COURS DU PÉTROLE ET EFFETS CYCLIQUES ................................... 17

4.

PERSPECTIVES D’ÉVOLUTION À COURT TERME DES COURS DU PÉTROLE .............. 18

5.

PERSPECTIVES D’ÉVOLUTION À LONG TERME DE L’OFFRE DE PÉTROLE ................ 196.

HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS ..................................................................... 20

7.

IMPORTANCE À ACCORDER À L’ATTEINTE DU PALIER DES 100 DOLLARSLE BARIL ..................................................................................................................................... 21

8.

RÉACTION DU SECTEUR DES TRANSPORTS AUX VARIATIONS DES COURSDU PÉTROLE ............................................................................................................................... 22

9.

RAISON D’ỀTRE DES POLITIQUES DES TRANSPORTS ET
DYSFONCTIONNEMENTS DU MARCHÉ ............................................................................... 23

10. MOYENS D’ACTION .................................................................................................................. 25
10.1.
10.2.
10.3.

Droits d’accises sur les carburants et taxe sur le carbone ................................................ 25
Réglementation de l’efficience des véhicules .................................................................. 28
Conception de la politique des transports : intégration nécessaire desdimensions « transports », « environnement » et « énergie » .......................................... 30

NOTES .................................................................................................................................................. 32
BIBLIOGRAPHIE................................................................................................................................. 34

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -11

RÉSUMÉ

La demande de pétrole venant du secteur des transports est moins sensible au prix que celle detoutes les autres branches d’activité, parce que la demande de services de transport est relativement
insensible au prix, d’une part, et que les carburants routiers substituables au pétrole sont actuellementloin d’afficher un rapport coût-efficience positif, d’autre part. Les réalités américaines démontrent quela demande de pétrole venant du secteur des transports se fait de moins en moins sensible au prix à
mesure que les revenus augmentent. Il faut en déduire que la consommation de pétrole est appelée à seconcentrer de plus en plus dans le secteur des transports et que des variations relativement faibles de la
demande peuvent avoir un impact progressivement plus significatif sur les cours du pétrole.

Figure 1. Prix au jour le jour réels et nominaux du pétrole brut 1970–2007$/baril
120

Prix nominal WTIPrix réel WTI, base = décembre 2007

100

80

60

40

20

0
1970

Note :

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

Dow Jones pour les chiffres d’avant janvier 1985 et Platts Cushing spot WTI mensuel àpartir de janvier 1985. Les prix sont exprimés en prix constants en prenant ceux de décembre
1997 comme base et en utilisant les indices mensuels des prix à la consommation del’OCDE.

Source : AIE.

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12 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION
Les cours du pétrole ont retrouvé, en termes réels, leur niveau record de 1980 en novembre 2007,
au moment où la Table Ronde se réunissait (voir Figure 1). L’impact économique de cette hausse a étéplus faible que celle des hausses antérieures, parce que les revenus ont augmenté depuis 1980 et queles économies des pays de l’OCDE dépendent moins du pétrole.
L’OPEP va vraisemblablement renforcer la position de force qu’elle occupe sur le marché. Lespays de l’OPEP, ceux du Moyen-Orient en particulier, verront leur part de l’offre mondiale de pétrole
augmenter, parce que la production de pétrole des autres pays a soit atteint son niveau maximum etcommence à diminuer, soit ne va plus augmenter dans un avenir prévisible. L’OPEP sera donc bien
placée pour maintenir les prix à un niveau élevé face à l’augmentation de la demande, des économiesémergentes en particulier.
Cela ne veut pas dire que les prix vont inévitablement continuer à augmenter ou même semaintenir à leur niveau actuel. Ils pourraient chuter si la croissance économique faiblissait, notamment
aux États-Unis et en Chine dont les économies sont de plus en plus interdépendantes. L’instabilité
probablement persistante des prix va générer des incertitudes qui vont repousser à plus tard les gros
investissements en capacités de production et de raffinage de pétrole ainsi qu’en technologies deréduction de la consommation des véhicules automobiles.
Les carburants non conventionnels pourraient à plus long terme satisfaire une part importante dela demande de pétrole à des prix égaux ou supérieurs à 40 dollars le baril. Le point de vue le plus
répandu est que les réserves de sables et schistes bitumineux et de charbon sont suffisantes pouralimenter des décades de progression de la consommation de pétrole. Cet avis a toutefois été contestépar certains experts de la Table Ronde qui ont estimé que la production de charbon a déjà atteint un
pic. Dans la mesure où les ressources en pétrole non conventionnelles deviennent primordiales danscette perspective, mieux appréhender leurs disponibilité et coûts de production est de plus en plus
important.
La réponse au renforcement de la position de force de l’OPEP pourrait s’exprimer sous la formed’un développement de la production d’hydrocarbures non conventionnels dans les pays non membres
de l’OPEP ou d’une diminution de la consommation de pétrole. La promotion des carburants
alternatifs peut aussi jouer un rôle, mais son potentiel reste limité à court terme comme les conclusions
de la Table Ronde du CCRT sur les « biocarburants : lier les politiques de soutien aux bilansénergétiques et environnementaux » (OCDE/FIT 2007) l’ont souligné. Les hydrocarbures nonconventionnels sont pénalisés par des émissions de gaz à effet de serre plus de deux fois plus
importantes que le pétrole et leur développement peut donc être entravé par la politiqueenvironnementale.
L’internalisation du coût des émissions de CO2 produites par les transports vise tout à la fois àatténuer le changement climatique et à réduire la consommation. Les taxes sur le carbone sontl’instrument que les économistes préfèrent pour arriver à ce résultat, parce qu’elles incitent à atteindre
l’objectif environnemental au moindre coût. Les normes de consommation ou d’émission de CO2
présentent toutefois aussi certains avantages, ne fût-ce qu’en termes d’acceptabilité politique. Elles
permettent en outre de corriger la différence entre les taux social et privé d’actualisation au lieu
d’achat du véhicule. La différence entre ces taux et les imperfections qui entachent les décisions prises
par l’acheteur en matière de consommation peuvent justifier la fixation de telles normes, même si lestaxes couvrent les coûts externes.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -13

Les normes sont vulnérables à l’effet de rebond, c’est-à-dire que la réduction des coûts entraînée
par la diminution de la consommation peut être contrebalancée par une augmentation soit deskilométrages parcourus, soit de la puissance ou de la masse des véhicules achetés. Il est généralement
admis que l’effet de rebond concrétisé par l’allongement du kilométrage parcouru est faible (20 pourcent environ, sinon moins1) et que les normes se traduisent donc par une réduction substantielle de laconsommation de carburant. Dans la mesure où il pose problème, l’effet de rebond témoigne d’une
tarification incorrecte des émissions de CO2 et des autres externalités des transports. Il convient en
conséquence, là où les normes sont le principal moyen mis en œuvre pour réduire les émissions de
CO2 des transports, de les doubler d’une taxe qui devrait dans l’idéal se présenter sous la forme d’une
taxe sur le carbone, d’une surtaxe sur les carburants ou d’une modulation des taxes à l’achat ou àl’utilisation des véhicules. Le fait ajoute en outre à l’urgence de la mise en place d’outils de gestion dela congestion.
Les politiques des transports, de l’environnement et de la sécurité de l’approvisionnement en
pétrole interagissent de plusieurs façons différentes et il y a des arbitrages à opérer qui vont au-delàdes impacts environnementaux de la mise au point d’hydrocarbures non conventionnels. La
diésélisation du parc automobile, enclenchée par la modicité relative des taxes sur le gazole, est à labase des progrès accomplis en Europe en matière de réduction des émissions de CO2 des transports. La
part de marché du gazole a donc fortement augmenté au point que le gazole représente aujourd’hui
près de 70 pour cent du carburant automobile consommé dans l’Union Européenne. Il y a toutefois deslimites aux possibilités qu’ont les raffineries de passer de la production d’un type de carburant à celled’un autre sans utiliser des grandes quantités d’énergie supplémentaires pour traiter les produits
pétroliers. L’excédent de la demande européenne de gazole est aujourd’hui couvert par le commerce :l’Europe importe du gazole des États-Unis et de Russie et exporte de l’essence vers les États-Unis.
L’engagement d’un autre grand marché automobile sur la voie de la diésélisation irait de pair avec une
forte hausse des prix du gazole et une augmentation des émissions de CO2.
Deux questions importantes s’imposent à l’esprit quand la sécurité énergétique et les émissions
de gaz à effet de serre des transports sont analysées dans une perspective plus large. La première estcelle de la répartition des efforts de réduction des gaz à effet de serre entre les différentes branchesd’activité. Une stratégie rentable de réduction du CO2 doit viser à l’efficience de cette répartition,
c’est-à-dire minimiser simultanément le coût de la réduction des émissions de CO2, les perteséventuelles de compétitivité et le coût de la dépendance vis-à-vis des importations d’énergie. La partconsidérable prise par les transports dans les émissions totales de CO2 n’apprend dans ce sens pas
grand chose au sujet de l’ampleur souhaitable de leur contribution à la réduction des émissions totales,mais il faut bien reconnaître que le processus politique demandera qu’elle soit substantielle.
La seconde question est celle de l’intégration nécessaire des mesures prises pour réduire lesémissions de gaz à effet de serre des transports dans la stratégie de réduction des autres coûts externes
des transports, à savoir la pollution locale de l’air, les accidents et, surtout, la congestion. Le coût de lacongestion dépasse de loin, selon la plupart des études, le coût des émissions de CO2 des transports.
L’impact considérable des péages de congestion instaurés à Londres et Stockholm sur les émissions de
CO2 (- 20 pour cent) donne à penser que la gestion de la congestion peut aider à atteindre les objectifsde réduction dans les zones qui souffrent de congestion.

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14 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION

1. INTRODUCTION

Le prix du brut était proche des 100 dollars le baril au moment où la Table Ronde s’est réunie,
en novembre 2007, ce qui le plaçait, en dollars réels, au niveau des records atteints en 1980 (voirFigure 1). La montée progressive des cours du pétrole jusqu’à ce niveau observée ces cinq dernières
années est imputable essentiellement à une augmentation de la demande, notamment chinoise, et uneélasticité limitée de l’offre. Les perspectives d’évolution de l’offre et de la demande annoncent que lesprix risquent de rester élevés au cours des cinq années à venir, mais aussi qu’une contraction deséchanges mondiaux et un fléchissement de la croissance économique pourraient se traduire par une
baisse, si ce n’est une chute, des cours du pétrole. Les prix continueront en tout état de cause, qu’ils
baissent ou augmentent, à passer par des pics et des creux accusés.
La Table Ronde a analysé les moteurs de l’évolution des cours du pétrole en s’arrêtant à ceux qui
pourraient se révéler les plus importants pendant les 25 prochaines années. Elle s’est penchée ensuite
sur les réactions récentes des transports routiers à l’évolution du prix des carburants pour identifier lesinterrelations entre les politiques des transports et de l’énergie. Elle a également fait le point sur lesperspectives d’évolution de l’offre de pétrole ainsi que sur les retombées de la mise en exploitation desbruts lourds, des sables et des schistes bitumineux et de la transformation du charbon en combustibles
liquides sur la politique climatique. Le débat a ensuite, en se tournant vers les mesures qui pourraientêtre prises du côté tant de l’offre que de la demande, mis en lumière les arbitrages délicats à opérer
entre le changement climatique et la sécurité de l’approvisionnement en pétrole. S’il n’est pas tenu
compte de ces interactions, les mesures énergétiques prises dans le secteur des transports pourraientêtre source de coûts inutiles importants.

2. MOTEURS DE L’ÉVOLUTION DES COURS DU PÉTROLE OBSERVÉEENTRE 1960 ET 2007

La Figure 1 illustre clairement l’impact des limitations de la production décrétées parl’Organisation de Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP) en 1973 et 1979 sur les cours du pétrole. Ces
limitations, motivées dans les deux cas par des considérations politiques (guerre du Yom Kippour etrévolution iranienne), ne visaient pas à maximiser le profit2, mais coïncidaient avec un plafonnement
de la production américaine qui a permis à l’OPEP de conquérir une position dominante depuis
laquelle elle pouvait contrôler les prix. L’OPEP a par la suite fait usage de cette force pour maintenir
les prix à un niveau élevé en contingentant la production de ses pays membres. Les compagnies
pétrolières étaient incapables d’augmenter la production aux États-Unis, mais les prix élevés ont dopé
l’exploration et accéléré la mise en exploitation de gisements situés dans des pays non membres del’OPEP. La position de force de l’OPEP s’est alors érodée à un point tel que les prix se sont effondrés
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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -15

en 1985-1986. Cet effondrement a donné un sérieux coup d’arrêt aux investissements coûteux desgrandes compagnies pétrolières et ses effets se font encore sentir aujourd’hui dans la forte aversion descompagnies pétrolières et des constructeurs automobiles à (sur)investir dans la production de pétrole,le raffinage et l’efficience énergétique. Il s’en suit que l’offre n’est pas très élastique, alors même quela demande est en forte augmentation. L’incertitude qui plane sur l’évolution future des prix ainsi quel’augmentation des coûts d’extraction et de raffinage exercent également un effet de dissuasion sur lesgros investissements.
Les décisions prises par l’OPEP en matière de fixation des volumes de production ont, mêmependant les périodes où elle dominait le marché, parfois entraîné de fortes baisses de prix qui ne fontque confirmer la volatilité du marché. L’effet net se traduit par un renforcement de la tendance à lahausse des prix pétroliers.
David Greene décrit cette évolution des prix et de cette puissance de marché dans le rapport qu’ila présenté à la Table Ronde (Greene, 2007). Le graphique de la Figure 2 qui le résume schématisel’évolution des niveaux maxima et minima des cours du pétrole, l’hypothèse étant que l’OPEP chercheà maximiser ses profits, en en faisant des fonctions de l’élasticité à court et long terme des prix dupétrole, d’une part, et de l’état de l’offre des pays hors OPEP, d’autre part. La marge de variation desprix maxima est calculée sur la base de l’élasticité prix à court terme de la demande de pétrole, c’est-àdire le potentiel de remplacement rapide du pétrole par un autre combustible et de réduction de la
demande en réponse à une hausse des cours, et de l’élasticité à court terme de l’offre de pétrole venant
du reste du monde. La marge de variation des prix minima est calculée sur la base de l’élasticité, plus
importante, à long terme de l’offre et de la demande. Cette élasticité est déterminée par deschangements qui, tels la mise au point de véhicules plus économes en énergie ou la conversion
d’autres branches d’activités à des combustibles autres que le pétrole, n’affectent le marché qu’après
un certain temps.
Il y a lieu de souligner que la marge de variation des prix maxima est assez large, parcel’élasticité à court terme de l’offre et de la demande est difficile à calculer. Il convient en outre derappeler que cette marge de variation illustre une évolution générale des prix plutôt que des maxima en
chiffres absolus. Comme le modèle sous-jacent est déterministe, les prix peuvent déborder nettement
de la marge pendant des courtes périodes.
La Figure 2 est révélatrice d’une relation positive forte entre la position de force occupée parl’OPEP sur le marché et les prix. L’observation de l’évolution des prix replacée dans ce cadre montre
que les cours du pétrole sont restés inférieurs à la marge minimale jusqu’en 1973. L’OPEP a fait
grimper les cours dans la marge de variation supérieure en 1979 et a occupé alors une position
suffisamment dominante pour les y maintenir jusqu’en 1985. Le cartel a pu accroître ses profits en
réduisant sa production dans des proportions telles que sa part est tombée à moins de 30 pour cent del’offre mondiale de pétrole. A ce stade, la réponse de l’offre et de la demande à long terme acommencé à se faire sentir, la discipline s’est effritée à l’intérieur du cartel, les quotas de production
ont été dépassés et les cours du pétrole se sont effondrés jusqu’à se rapprocher de la marge devariation inférieure. L’OPEP a néanmoins continué à contrôler la plus grosse partie de la capacité deproduction bon marché et reconquis petit à petit sa part de marché.

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16 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION
Figure 2. Évolution des cours mondiaux depuis 1965 et fonctions de prix maximisantles profits à court et moyen terme des pays de l’OPEPPart de marché du cartel et cours mondiaux du pétrole 1965-2006$100$ 2006 par baril

$90

1979

$80
$70

2006

$60
$50

1974

1985
1990

$40

2000

$30

1986

$20

1998

$10

1965

$0
25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

Part de marché des 11 pays de l’OPEP
Source : Greene 2007.

Qu’apprend l’analyse au sujet du passé récent et de l’avenir proche ? Il semble que les coursélevés actuels du pétrole ne devraient pas entraîner de hausse rapide de la production d’hydrocarburesconventionnels dans les pays hors OPEP. Certains analystes pronostiquent une diminution continue etla plupart s’attendent à une stabilisation prolongée du volume de la production mondiale. Il est
impossible de pousser les taux d’extraction au-delà des limites tracées par les caractéristiques
physiques des champs pétrolifères existants et la mise en exploitation des sources nouvelles est lente ethésitante. Quoi qu’il en soit, le Moyen-Orient devrait dans un avenir proche assurer une part croissantede l’offre mondiale de pétrole et l’OPEP voir ainsi sa position dominante se renforcer.
La Figure 2 montre que les cours actuels du pétrole et la part de marché de l’OPEP sont prochesde ce qu’ils et elles étaient au moment du second choc pétrolier. Comme la demande de pétrole et lapart de marché du cartel tendent à croître, l’OPEP sera sans doute capable de maintenir le niveau descours et de conserver des rentes économiques importantes pendant plusieurs années jusqu’au momentoù les réactions à long terme vont se faire sentir.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -17

3. VOLATILITÉ DES COURS DU PÉTROLE ET EFFETS CYCLIQUESBon nombre de facteurs peuvent, en dehors de l’état général de l’offre et de la demande et destaux de production de l’OPEP, avoir une incidence significative à court terme sur les cours du pétrole
brut et des produits pétroliers. Ces facteurs incluent, du côté de l’offre, les guerres, les troubles
politiques, les grèves, les orages et les tornades, les accidents et les entretiens imprévus. Le raffinage
est vulnérable au même genre de problèmes. Les stocks de pétrole brut et de produits raffinés fontoffice de tampon entre l’offre et la demande, mais les variations de ces stocks peuvent influer
profondément sur les prix. Du côté de la demande, les facteurs les plus importants sont les variations
des besoins hivernaux de chauffage induites par le dépassement, vers le haut ou le bas, destempératures moyennes saisonnières et les crises économiques. Le brut et les produits raffinéss’échangent dans des bourses internationales où se concluent des contrats à terme de gré à gré pourparer aux risques de fluctuation des prix. Les interactions entre les marchés à terme, spot et à terme degré à gré, entre les marchés du brut et des produits raffinés et entre différentes catégories d’opérateurs
ne font qu’ajouter à la complexité de l’évolution des prix.
Au moment où la Table Ronde s’est réunie, les cours du brut étaient plus élevés sur le marché
spot que sur le marché à terme. Cette situation durait depuis plusieurs semaines, avec des prix à termed’autant plus bas que la date de règlement était éloignée, alors même que tout le monde s’attendait à
ce que l’offre de pétrole reste serrée. Cette structure de prix 3 pousse les opérateurs à vendre sur lemarché spot et acheter sur le marché à terme tant que les prix ne retrouvent pas leur équilibre. Les
bénéfices réalisés de cette façon doivent toutefois être mis en regard des risques courus en termes desécurité des approvisionnements, de qualité du pétrole et de délais de livraison. Les raffineurs, qui
représentent une partie importante du marché, ne peuvent vendre qu’une partie de leurs stocks parcequ’ils en ont besoin pour alimenter leurs unités de raffinage. L’ampleur de l’écart entre les prix spot età terme est parfois considérée comme un indicateur de l’étroitesse du marché, mais la situation est
instable et il y a parfois réajustement des prix et souvent même chute brutale des prix spot.
Le prix des produits pétroliers dépendent certes des cours du brut, mais sont aussi soumis à despressions qui leur sont propres. Au moment de la Table Ronde, les raffineurs et les distributeursdétenaient des stocks suffisants pour que la concurrence qu’ils se livrent sur le marché del’approvisionnement des utilisateurs finaux et la crainte de voir des hausses supplémentaires des prixtarir la demande les empêchent de répercuter la totalité de l’augmentation du coût du brut sur lesconsommateurs. Ceci a mis fin à cinq années de marges de raffinage inhabituellement élevées etdevrait maintenant restreindre les investissements en nouvelles capacités de raffinage.
Cette réduction des investissements en capacités de raffinage aura des répercussions sur l’offre etle prix futurs des produits. Ce décalage, caractéristique tant du raffinage que de la production de brut,a pour effet de faire passer l’offre par des cycles alternés d’excédent et de déficit. Les mouvements
cycliques mis en branle par les crises pétrolières des années 70 et l’effondrement des cours du pétrole
observé ensuite en 1985-1986 continuent à influencer le marché aujourd’hui.

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18 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION

4. PERSPECTIVES D’ÉVOLUTION À COURT TERMEDES COURS DU PÉTROLE

Les facteurs qui conditionnent l’évolution à court terme des cours du pétrole sont très nombreux,
mais leur impact dépend en fin de compte de l’équilibre fondamental entre l’offre et la demande. Le
développement soutenu de l’activité économique mondiale est l’explication principale de laprogression des cours du pétrole jusqu’à leurs niveaux actuels dans la mesure où la demande depétrole qu’il a générée a augmenté plus rapidement que l’offre. La vigueur prolongée de la demande,chinoise notamment, devrait maintenir le marché du pétrole dans cette situation pendant un certain
temps encore. L’économie chinoise est toutefois vulnérable à un ralentissement éventuel de ses
exportations. Les difficultés dans lesquelles les marchés financiers se trouvent plongés depuis la crise
des crédits hypothécaires qui a frappé les États-Unis en 2007 illustrent ce risque de dérapage et leMinistre chinois de l’Industrie a laissé entendre que cette crise pourrait entraîner une forte contraction
de la production chinoise (Financial Times, 16 octobre 2007).
L’offre et les prix du pétrole dépendent aujourd’hui davantage de contraintes « de surface » quede la dynamique à long terme des réserves pétrolières, de l’exploration et de la production. La plus
importante de ces contraintes est l’escalade des coûts des services pétroliers annexes (forage, mise en
valeur des gisements et construction d’oléoducs) entraînée par la pénurie de main-d’œuvre qualifiée etla hausse du coût des matières premières.
Les tensions politiques et sociales ont fait baisser la production en plusieurs endroits, notamment
au Nigeria et au Venezuela, tandis que la guerre en Irak a mis une grande partie du potentiel deproduction de ce pays à l’arrêt. Ces pays devraient recommencer à produire à moyen terme, mais dansdes conditions qui leur permettront de maximiser leur profit sous la coordination de l’OPEP. Il a étésouligné, plus généralement, que les contrats de concession des activités de production fixant desloyers moins élevés (après ajustement des coûts de production) que ceux de l’OPEP et d’autres pays
sont intrinsèquement instables et sujets à renégociation et, le cas échéant, à réajustement.
Les modifications du régime fiscal auquel la mise en valeur des gisements et la production sontsoumises jouent elles aussi un rôle. Ces modifications ne s’opèrent pas uniquement à l’occasion d’une
renégociation de contrats de concession, comme cela s’est fait au Venezuela, mais aussi dans des pays
de l’OCDE, tels que le Royaume-Uni où la modification du régime fiscal appliqué dans le secteur
britannique de la Mer du Nord a bridé les activités d’exploration et de développement.
Le cycle précité des investissements en capacités de raffinage pourrait également peser sur le prixdes carburants utilisés dans les transports pendant les cinq prochaines années. Le raffinage a fait
perdre, entre 1996 et 2003, beaucoup d’argent aux grandes compagnies pétrolières qui ont de ce fait
réduit leurs investissements. Le déficit de capacité qui s’en est suivi de 2004 à 2007 a contribué àpousser les prix à la hausse, mais des nouvelles unités commencent aujourd’hui à produire, notamment
au Moyen-Orient et en Inde. Les compagnies pétrolières ont aussi investi dans la conversion des bruts

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -19lourds en gazole et autres produits de plus haute valeur. Ceci pourrait induire un encombrement dumarché et une chute des prix à moyen terme, mais les avis divergent quant au degré de probabilité del’apparition de ces phénomènes.

5. PERSPECTIVES D’ÉVOLUTION À LONG TERME DE L’OFFRE DE PÉTROLE

Le rapport présenté par Kjell Aleklett à la Table Ronde retrace l’histoire de l’exploitation, en
attirant l’attention sur le recul à terme inéluctable de la production de tous les gisements. Aleklett
souligne également avec insistance que le taux d’extraction du pétrole des différents gisements est
limité par les caractéristiques de ces gisements et de leur pétrole et observe que les possibilitésd’augmentation de la production des gisements en exploitation en réponse à une augmentation de la
demande ou à des perturbations de l’offre sont limitées d’autant. Aleklett s’est aussi fondé sur desrecherches réalisées aux Universités d’Uppsala et de Reading à l’aide de modèles schématisantl’activité de tous les gisements du monde pour avancer que la production hors OPEP est déjà entréedans une phase de déclin irréversible et que la production mondiale d’hydrocarbures conventionnels
atteindra son sommet d’ici quelques années à peine avant de commencer ensuite à diminuer sansrémission.
Ces conclusions contredisent diverses analyses effectuées par l’Administration américaine pourl’information en matière énergétique (EIA) et l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) qui
concluent au maintien du niveau actuel de la production hors OPEP pendant un temps assez long etn’excluent pas une augmentation de la production due à l’exploitation du potentiel de production de
nouveaux gisements créé par le progrès technique. Étant donné la forte croissance de la demande depétrole, le recul ou le plafonnement de la production hors OPEP ne fera que renforcer la position deforce occupée par l’OPEP dans le futur.
Les vues divergent profondément quant au potentiel de production du Moyen-Orient, notammentparce que les données relatives aux réserves de la région sont de mauvaise qualité. L’Association pourl’étude des pics de production du pétrole et du gaz naturel avance que le plafond sera atteint d’ici peu
et Aleklett se fonde sur des nouvelles données de l’Arabie saoudite pour abonder dans ce sens. Cette
vue des choses est étayée par beaucoup d’autres analyses (passées en revue par Boyle et Bentley,2007) et va à l’encontre des thèses classiques qui avancent que le plafond est encore loin d’être atteint
ou qu’il est possible, avec des prix supérieurs à 40 dollars le baril, de mettre suffisamment de sourcesd’hydrocarbures non conventionnels en exploitation pour alimenter les transports en énergie d’origine
pétrolière pendant tout l’avenir prévisible.
Les modèles sur lesquels les analyses des pics de production du pétrole s’appuient ne sont pas
plus aléatoires et sont plutôt moins complexes que les modèles du changement climatique et méritent
tout autant d’être sérieusement pris en considération. Ils impliquent, en termes climatiques, que lesquantités de combustibles fossiles brûlées et le rythme d’augmentation à courte terme des quantités dedioxyde de carbone contenues dans l’air pourraient mériter plus d’attention que l’accumulation totale
de dioxyde de carbone à très long terme.

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20 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION
Aleklett juge la plupart des scénarios d’augmentation de l’offre de pétrole, y compris ceux del’AIE et du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC), trop optimistes etn’a pas été seul à penser qu’ils en apprennent plus sur le sens dans lequel la demande « aimerait aller »que sur les possibilités de couverture de la demande.

6. HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS

Il est aujourd’hui possible d’extraire de façon rentable du pétrole commercialisable aux prix
actuels de toute une gamme de sources non conventionnelles. Le bassin de l’Orénoque, au Venezuela,
contiendrait de 230 à 300 milliards de barils de brut extra lourd, c’est-à-dire des quantités plus ou
moins égales aux réserves de l’Arabie saoudite. Le Canada en a environ autant dans les sables
bitumineux de l’Alberta. Ces deux gisements ont déjà été mis en exploitation et sont rentables à desprix supérieurs à 40 dollars le baril. L’extraction progresse rapidement et les obstacles à surmonter
sont d’ordre environnemental plutôt que technologique. Le Canada a produit 1 million de barils parjour en 2005 et compte en produire 2 millions par jour en 2010. Les États-Unis, la Russie et leMoyen-Orient possèdent également de vastes gisements de sables bitumineux.
Les schistes bitumineux contiennent des quantités encore plus grandes de pétrole théoriquement
récupérables qui ont été estimées à quelque 3 000 milliards de barils. Il en existe des gisements dansde nombreux pays et ces gisements sont très riches aux États-Unis, en Russie et au Brésil. Plusieurs
pays brûlent des schistes bitumineux dans certaines centrales électriques, mais il serait sans douterentable d’en extraire du pétrole aux prix actuels en faisant appel à des technologies existantes.
L’augmentation de la production ferait baisser très sensiblement les coûts.
SASOL transforme du charbon en pétrole en Afrique du Sud depuis 1955 et la Chine construit
actuellement deux usines de transformation dont les plans ont été dessinés en Afrique du Sud.
Beaucoup de pays de par le monde possèdent des gisements importants de charbon4, mais ce sont les
États-Unis qui disposent des réserves les plus importantes. Le Congrès américain a été saisi en 2007de plusieurs projets de loi visant à subventionner la construction d’usines de transformation ducharbon en carburants liquides. Ces usines couvriraient leurs coûts d’exploitation avec un pétrole àplus de 40 dollars le baril.
Ces sources non conventionnelles permettent d’envisager la production de grandes quantités depétrole aux prix actuels, mais posent aussi de graves problèmes environnementaux. L’extraction et leraffinage du produit tiré de ces sources requièrent beaucoup d’énergie et produisent ainsi plus dudouble des émissions de CO2 imputables aux hydrocarbures conventionnels (Greene, 2007). Celaétant, le Canada étudie actuellement les possibilités d’utilisation d’électricité nucléaire comme sourced’énergie pour le traitement de ses sables bitumineux. L’abattage des forêts et l’enlèvement des terresqui couvrent les gisements canadiens de sables bitumineux génèrent également des grandes quantitésde gaz à effet de serre. L’extraction et le traitement des schistes et du charbon requièrent également
des grandes quantités d’eau et bon nombre des mines qui pourraient être exploitées se trouvent dansdes zones où les ressources hydriques sont en danger.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -21

La capture et le stockage du carbone pourraient ramener les émissions de CO2 générées par la
production de pétrole au départ de sables et schistes bitumineux à des niveaux plus proches de ceux dupétrole conventionnel, mais la technologie doit encore faire ses preuves. Il est difficile d’envisager lamise en œuvre d’un vaste programme de conversion au Venezuela et au Canada, si la technologie
devait s’avérer viable. La transformation du charbon en carburant liquide convient mieux pour lacapture du carbone, parce que le procédé Fischer–Tropsch produit un courant de déchets très purs sousla forme de dioxyde de carbone.
Aleklett (2007b) avance que l’application d’une analyse de type « pic de production de pétrole »aux réserves de charbon et d’hydrocarbures non conventionnels prouve que les ressources enhydrocarbures sont insuffisantes pour produire les quantités de CO2 qui devraient porter sa
concentration dans l’atmosphère au niveau envisagé par le Groupe d’experts intergouvernemental sur
l’évolution du climat (GIEC). La majorité des participants à la Table Ronde estime toutefois que cesont les émissions de gaz à effet de serre et non la pénurie de pétrole qui constituent le problème àlong terme le plus délicat pour la demande de pétrole émanant du secteur des transports. Les pouvoirs
publics commencent certes à définir une politique de prévention des changements climatiques
catastrophiques sans trop se préoccuper des zones d’ombre qui subsistent dans la modélisation del’évolution du climat, mais le principe de précaution voudrait qu’ils accordent autant d’attention aux
pics de production de pétrole en dépit des incertitudes qui planent sur la prudence de l’argumentation
développée à ce propos.

7. IMPORTANCE À ACCORDER À L’ATTEINTE DU PALIER
DES 100 DOLLARS LE BARILLes hausses brutales des cours du pétrole détruisent la demande de pétrole et ont desrépercussions sur toutes les activités économiques. Elles réduisent l’activité économique à un point telque les substitutions à brève échéance et l’amélioration de l’efficience ne peuvent plus empêcher lescoûts de production des biens et des services de transport d’atteindre un niveau à partir duquel lesconsommateurs ne sont plus disposés à en payer le prix. La réduction de la production qui en résulte
est source de faillites et de chômage.
Au cours des années 70, les économies de l’OCDE étaient très vulnérables aux chocs extérieurs,parce que les pouvoirs publics intervenaient largement dans la fixation des prix et que les marchés dutravail et des finances pêchaient par leur rigidité. L’aggravation de l’inflation rendait un fort
ajustement vers le bas quasiment inévitable, un ajustement que l’embargo pétrolier de 1973 ad’ailleurs précipité. Bon nombre des réactions directes des pays de l’OCDE, par exemple lerenforcement du contrôle exercé sur le prix du pétrole produit aux États-Unis et la limitation de la
production intérieure de pétrole dans le but de protéger les ressources au Canada, ont exacerbé la crise.
Les économies de l’OCDE dépendent aujourd’hui beaucoup moins du pétrole, sont moins rigides
et ne souffrent pas de l’inflation (dont la menace commence toutefois à se préciser). Les marchés
peuvent s’adapter beaucoup plus librement aux variations du prix de l’énergie. Les pays où les prix dupétrole sont fixés par les pouvoirs publics plutôt que par le marché se trouvent en Asie, notamment en
Chine, où des prix artificiellement bas contribuent à faire croître vigoureusement la demande depétrole de ces économies en développement. Les revenus ont, plus généralement, fortement augmenté
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22 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION
un peu partout dans le monde et les coûts de l’énergie absorbent une moindre part du revenu
disponible. La plus grande partie de l’économie mondiale résiste donc beaucoup mieux aux variations
brutales des prix que pendant les années 70.
La faiblesse actuelle du dollar par rapport à d’autres grandes monnaies a aussi son importance,
puisque le pétrole est coté en dollars partout dans le monde. Le dollar, qui valait 0.99 euro en
janvier 2000, s’échangeait contre 0.68 euro en novembre 2007, date à laquelle il valait donc un tiers demoins. Le prix du brut exprimé en euros ne représente donc que les deux tiers de ce qu’il serait si laparité du dollar s’était maintenue pendant toute la période de hausse constante des cours du pétrole
vécue depuis 2000. Le taux de change yen/dollar n’a changé que de 8 pour cent depuis 2000, mais leyen japonais vaut aujourd’hui quand même trois fois ce qu’il valait en dollars en 1973.
Pour toutes ces raisons, l’impact économique d’un pétrole à 100 dollars le baril est beaucoup plus
faible qu’il ne l’aurait été en 1973. Cela étant dit, certaines économies pâtissent plus que d’autres desprix élevés actuels du pétrole. Les consommateurs américains doivent s’accommoder d’un impact plus
fort sur les prix, ceux en particulier des carburants utilisés dans les transports, parce que le pétrole est
coté en dollars et que les droits d’accises ne représentent qu’une fraction relativement minime,
nettement plus réduite que dans la plupart des pays de l’OCDE, des prix à la pompe.
Si les cours élevés du pétrole en arrivaient à ralentir l’activité économique aux États-Unis, lesimportations en provenance de Chine diminueraient. La croissance de la Chine est hautement tributairede ses exportations dont les États-Unis absorbent la plus grande partie en volume, mais la plus grandepart en valeur en revient, étant donné la faiblesse du dollar, à l’Europe (Financial Times,
10 décembre 2007). La Chine est aussi sensible au niveau élevé des cours internationaux du pétrole,parce que l’État en maintient le prix intérieur à un niveau qui ne couvre actuellement pas son coût etest donc contraint de verser des compensations importantes à ses raffineurs tant que les cours restentélevés. Ces facteurs pourraient, ensemble, contribuer à faire baisser les prix au cours des quelques
prochaines années.

8. RÉACTION DU SECTEUR DES TRANSPORTS AUX VARIATIONSDES COURS DU PÉTROLE

Le transport est une branche d’activité dans laquelle la substitution d’autres carburants au pétrole
est restée négligeable. La réaction des consommateurs aux variations du prix des carburants est
souvent mesurée en termes d’élasticité. Il est très généralement admis que l’élasticité-prix de la
demande de carburant est relativement faible ou, en d’autres termes, que les prix n’ont pas d’impact
considérable sur la demande, mais « pas d’impact considérable » ne veut pas dire « pas d’impact dutout » ! L’élasticité à long terme de la demande de carburant oscille depuis toujours entre - 0.4 et - 0.6.
Comme la valeur absolue de l’élasticité est inférieure à l’unité, la consommation de carburant diminue
quand les prix augmentent, mais les dépenses augmentent. La réorientation vers la mobilité d’une
partie des dépenses consacrées à d’autres biens et services qui en résulte comprime la consommation
dans d’autres secteurs de l’économie et se traduit par un transfert de richesse vers les pétroliers
nationaux et étrangers.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -23

La hausse du prix des carburants influe sur leur demande par deux voies différentes : lesconducteurs roulent moins, d’une part, et investissent davantage dans les économies de carburant en se
tournant vers des véhicules qui consomment moins, d’autre part. Des chiffres américains récents(Small et Van Dender, 2007) indiquent que l’importance relative de ces deux effets s’est modifiée
avec l’augmentation des revenus : la diminution de la mobilité se fait nettement moindre et laréduction de la consommation prend le dessus.
Il n’est pas inutile de rappeler que l’atténuation du recul de la mobilité implique une diminution
de l’élasticité de la demande par rapport au prix du carburant qui tombe à - 0.24 (contre - 0.36 aux
États-Unis de 2000 à 2004) et que l’annulation de l’effet de la hausse des prix par l’effet del’augmentation des revenus implique que la consommation augmente en même temps que les revenus.
Il convient de souligner que l’élasticité de la demande se calcule par rapport au prix à laconsommation du carburant. L’essence et le gazole sont beaucoup plus lourdement taxés, surtout en
Europe et au Japon, que les produits pétroliers utilisés dans d’autres secteurs. Les prix taxes comprises
de l’essence excèdent 300 dollars le baril dans beaucoup de pays européens. Les prix à laconsommation plus élevés d’Europe et du Japon sont une des raisons pour lesquelles l’élasticité y est
plus forte qu’aux États-Unis. Elle l’est aussi parce que les Européens et les Japonais sont plus
nombreux que les Américains à avoir accès à des modes de transport alternatifs et ont en outre desrevenus réels un peu moins élevés. Par ailleurs, davantage de ménages américains disposent deplusieurs véhicules et peuvent donc en prendre un qui consomme moins quand le pétrole est cher. Les
différences d’élasticité entre les États-Unis et l’Europe ou le Japon ne sont sans doute pas très grandes,
mais il faudra, pour savoir si le phénomène de fléchissement de l’élasticité observé aux États-Unis est
transférable à d’autres pays, réaliser des études empiriques dans ces pays mêmes.
Le transport de marchandises pâtit moins de la hausse des cours du pétrole que la mobilité
automobile privée, parce que le carburant ne représente qu’une petite fraction du coût total deproduction de la plupart des biens. Les salaires, les véhicules et les taxes sont des postes de dépense
plus importants que le carburant pour les entreprises de transport. En France, il a été estimé que le coûtdu brut devrait octupler pour multiplier par deux le coût du transport de marchandises par route(Chevroulet, 2007). Le principal problème auquel les entreprises de transport de marchandises sontconfrontées tient aux délais dans lesquels elles peuvent répercuter leurs coûts de carburant sur leursclients en période de hausse rapide des prix. En effet, les contrats ont des durées de validité assez
longues et ne permettent pas toujours de répercuter les coûts de carburant avant leur renégociation.

9. RAISONS D’ÊTRE DES POLITIQUES DES TRANSPORTS ET
DYSFONCTIONNEMENTS DU MARCHÉLes transports génèrent de nombreux coûts sociaux dont les consommateurs ou les entreprises netiennent pas compte pour décider du volume et du type de transport à utiliser. Ces coûts externes
justifient parfois l’intervention des autorités politiques, parce que le fonctionnement du marché donne
des résultats qui ne sont pas optimaux. Les principaux coûts externes sont imputables aux accidents,
au changement climatique, à la congestion et à la pollution locale de l’air. Certains de ces coûts, ceux

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24 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSIONde la congestion notamment, se laissent assez bien cerner et mesurer, tandis que d’autres, notamment
ceux du changement climatique, sont mal compris et posent des problèmes de quantification qui
suscitent des controverses5.
Les débats à la Table Ronde ont pointé du doigt les incertitudes qui planent sur les quantités depétrole exploitables à l’avenir et le prix auquel elles seront vendues. Ces incertitudes sont dues pourpartie à l’OPEP et la position dominante qu’elle occupe sur le marché, mais il n’en demeure pas moins
licite de se demander si ces incertitudes et la dépendance à l’égard du pétrole justifient vraimentl’intervention des pouvoirs publics sur les marchés de l’énergie ou des transports.
L’incertitude imprègne toute l’économie et n’est pas en soi cause de dysfonctionnement dumarché. Tant que les entreprises et les consommateurs fondent leurs décisions sur les meilleures
informations disponibles, les marchés optimiseront leur réponse à l’incertitude. Cette incertitude est
grande, mais n’empêche pas les compagnies pétrolières d’investir dans l’exploration et la production
ainsi que dans le renforcement de la capacité de raffinage. La justification la plus évidente del’intervention publique se trouve donc dans la large diffusion d’informations de qualité6.
La dépendance à l’égard du pétrole est avant tout une question de puissance de marché. La
concentration de la production entre les mains d’un cartel qui vise explicitement à contrôler les prix est
un exemple patent de dysfonctionnement du marché. En dépit des efforts accomplis par les pouvoirs
publics et le secteur privé pour diversifier les sources d’approvisionnement en pétrole, la concentrationde la puissance de marché au Moyen-Orient devrait s’accentuer plutôt que s’effriter.
La dépendance à l’égard du pétrole a aussi ses externalités. Les États-Unis consomment etimportent d’énormes quantités de pétrole et font donc en quelque sorte figure de monopsone sur lemarché mondial du pétrole, à tel point qu’une contraction de la demande américaine pousse les prix
mondiaux à la baisse. Le consommateur américain n’a pas conscience de cet état de fait quand il
achète des produits pétroliers, des véhicules et d’autres biens consommateurs de pétrole. Cet effet
potentiel de monopsone est donc extérieur au marché et les avantages qu’il peut présenter seront
perdus sans intervention des pouvoirs publics.
La dépendance à l’égard des importations de pétrole se caractérise aussi par un transfert deressources des pays importateurs vers les pays exportateurs. Ces transferts ne soulèvent pas depréoccupations particulières sur le plan strictement économique, étant donné que les recettes tirées dupétrole retomberont à terme dans l’escarcelle des pays importateurs de pétrole sous la forme d’achatsde biens et de services ainsi que d’investissements. Comme les prix du pétrole sont élevés, lestransferts sont importants, sont politiquement très visibles et peuvent être à l’origine de graves
déséquilibres temporaires.
L’affaiblissement de la puissance de marché par substitution d’autres combustibles au pétrole etréduction de la consommation est le meilleur remède qui soit à la dépendance à l’égard du pétrole,même s’il est théoriquement possible de transférer une partie de la rente économique générée par la
production du pétrole vers les pays importateurs en majorant, au risque de faire augmenter encore lesprix, les taxes qui frappent la consommation des produits pétroliers.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -25

10. MOYENS D’ACTION

10.1. Droits d’accises sur les carburants et taxe sur le carbone
Beaucoup de pays de l’OCDE voient dans le prélèvement des droits d’accises sur les carburants
utilisés dans les transports une source fiable de recettes publiques, parce que l’élasticité prix de la
demande est relativement faible. Il est difficile de prédire l’effet qu’exerceront sur les cours du pétrole
la course au profit de l’OPEP et l’augmentation des taxes prélevées sur les carburants par les pays
importateurs de pétrole. Il est concevable que le relèvement des taxes américaines sur les carburants
fasse progresser le bien-être s’il s’accompagne d’un allègement des taxes frappant le travail et lecapital. Ce relèvement devrait en outre réduire quelque peu la rente tirée de la production du pétrole
par les pays exportateurs, parce que la réduction de la consommation américaine atténue la pression
sur les prix mondiaux. La situation est actuellement tout à l’opposé : les droits d’accises sur les
carburants sont stables en termes nominaux aux États-Unis et dans beaucoup d’autres pays de l’OCDE
depuis les 5 à 10 dernières années, ce qui veut dire que leur valeur s’érode en termes réels.
Plusieurs pays ont compensé la hausse des cours du pétrole par des diminutions légères des droitsd’accises sur les carburants. La protection qu’ils peuvent ainsi apporter aux consommateurs est
toutefois limitée par l’ampleur et la durée de son impact sur les finances publiques. Elle a aussi deseffets pervers dans la mesure où elle érode l’incitation à économiser le carburant et tempère la réaction
des consommateurs à la hausse des cours du pétrole. Les pays concernés ne se bornent donc pas àpeser sur cette réaction, mais réduisent aussi l’élasticité par rapport aux prix qui opère sur les pays
exportateurs de pétrole dont ils renforcent ainsi la puissance de marché.
Il est peu probable que les États majorent les taxes sur les carburants quand les cours du pétrolemontent, parce qu’ils ne feraient ainsi qu’amplifier l’impact à court terme de cette hausse. Il est en
revanche possible de relever les droits d’accises quand les cours baissent.
Une taxe sur le carbone exercerait sur les marchés de transport des effets très semblables à ceux
des droits d’accises sur les carburants, parce que les carburants sans carbone ne semblent pas destinésà conquérir rapidement une grande part du marché. La principale différence réside dans le fait qu’une
taxe sur le carbone frapperait de façon égale tous les secteurs économiques, alors que les taxes
actuelles sur les produits pétroliers diffèrent considérablement d’un secteur à l’autre. Le fuel dechauffage est généralement beaucoup moins taxé que le gazole routier qui est pourtant un produit très
semblable, si ce n’est qu’il est utilisé à des fins différentes. Le gazole perdrait aussi l’avantage fiscal
qu’il a sur l’essence parce qu’il serait frappé, en volume, d’une taxe sur le carbone un peu plus élevéeque l’essence.
Une taxe pigouvienne sur le carbone destinée à internaliser le coût social des émissions de CO2,
frappant à taux égal tous les secteurs de l’économie dans un grand nombre de pays, semble être laréponse la plus efficiente à donner au risque de changement climatique. La fixation de ce taux est un
exercice politique en raison des incertitudes très réelles qui planent sur l’estimation des coûts duchangement climatique, c’est-à-dire de son impact sur le niveau de la mer et le climat ainsi que,PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

26 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION
partant, sur la production agricole, les fleuves et rivières, les écosystèmes, la santé de même que lafréquence et la gravité des désastres naturels d’origine climatique. Ces coûts ont été inférés du montant
vraisemblable des dépenses à effectuer pour réduire les émissions dans des proportions telles quel’accumulation de CO2 dans l’atmosphère se stabiliserait à un niveau jugé suffisamment bas pouréviter les changements climatiques catastrophiques. Le rapport Stern (Stern, 2006), le rapport récent leplus écouté sur la politique climatique, estime que le coût total des dommages causés par leréchauffement futur devrait représenter de 5 à 20 pour cent du PIB mondial à perpétuité etrecommande de poser le coût social équivalent aux 311 dollars par tonne de carbone (60 euros par
tonne de CO2) calculés par Resources for the Future (Harrington et al., 2006). Ce montant est trèslargement supérieur à quelques autres montants fréquemment avancés, notamment les 20 euros par
tonne fixés comme prix de vente moyen des permis d’émission de carbone pendant la deuxième phase
du système européen d’échange7, mais reste nettement inférieur au niveau que les droits d’accises surles carburants atteignent dans n’importe quel pays européen. Les droits d’accises britanniques sur les
carburants, les plus lourds de toute l’Europe, s’élèvent à 0.70 euros par litre et équivalent à 304 euros
par tonne de CO2 pour l’essence et 270 euros par tonne de CO2 pour le gazole, tandis que les droitsd’accises français s’élèvent à 0.60 euros par litre, soit 259 euros par tonne de CO2, pour l’essence et à
0.43 euros par litre, soit 163 euros par tonne de CO2, pour le gazole.

Tableau 1. Taxation des carburants et prix à la tonne des émissions de CO2
TaxationEuros / tonne de CO2Prix permis négociables

20

États-Unis – taxe essence37

États-Unis – taxe diesel

37

Évaluation rapport Stern

60

France – taxe diesel

163

France – taxe essence

260

Royaume-Uni - taxe diesel

270

Royaume-Uni - taxe essence304

Ces chiffres amènent à se demander à quoi les droits d’accises sur les carburants servent. Aux
États-Unis, les taxes fédérales sur le carburant alimentent le Fonds des routes, un Fonds qui finance lestravaux routiers ainsi que les transports en commun et dont les revenus réels diminuent, parce que leproduit des taxes sur les carburants diminue en termes réels. Les taxes sur les carburants ne sont pas
affectées à des fins particulières dans la plupart des autres pays où elles grossissent les recettes
publiques. Tant que les systèmes sophistiqués de tarification routière resteront l’exception plutôt quela règle, un système raisonnable de redevances routières fera couvrir les coûts fixes des routes par lebudget général8 et leurs coûts variables par des redevances variables telles que les taxes sur les
carburants. Ces coûts variables englobent le coût de l’entretien des routes (dans la mesure où il dépend
de leur usage plutôt que des conditions climatiques) et les coûts externes des émissions de gaz à effetde serre, de la pollution locale de l’air, des accidents et de la congestion9. Les recherches ont démontré
PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -27

que dans des pays tels que le Royaume-Uni où les droits d’accises sur les carburants sont élevés, leproduit des taxes et autres redevances couvre actuellement plus ou moins les coûts, à ceci près que letaux de couverture varie selon le type de véhicules ainsi que le lieu et le moment où ils sont utilisés(Sansom, 2001). Parry et Small (2005) considèrent que les taxes sur les carburants sont trop élevées auRoyaume-Uni et trop faibles aux États-Unis, en adoptant cette approche « optimale de second rang »pour mettre en rapport les taxes sur les carburants et les coûts externes.
La plupart des études des coûts externes de l’usage des routes concluent dans le même temps queles émissions de CO2 sont des externalités moindres que les autres, la congestion en particulier(Figures 3 et 4). Ceci veut dire non pas que le coût du changement climatique est faible, mais que lemarché des transports accuse d’autres dysfonctionnements qui méritent plus d’attention dansl’immédiat.

Figure 3. CO2 et autres coûts externes(cents US par mille)

40
35
30
25
20

Changement
climatique
Dépendance àl’égard du pétrole

15

Congestion
Pollution de l’air

10

Bruit, eau

5

Accidents

0
Bas

Haut

(États-Uniset Europe)
Harrington-McConnell

Bas

Haut

(Royaume-uni)(États-Unis)

Sansom et al.

Parry et al.

Source : Small et Van Dender (2007).

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28 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION

Les taxes sur les carburants utilisés dans les transports peuvent viser à :•••internaliser les coûts externes (objectif pigouvien) ;générer des recettes publiques en perturbant le moins possible la répartition des ressources(objectif de Ramsey). Étant donné que la modification des taxes sur le carburant s’opère dans
un contexte de taxes préexistantes, l’important est de savoir si la modification exacerbe ou
tempère l’effet perturbateur exercé par ces taxes préexistantes sur la répartition desressources. Comme l’effet perturbateur des taxes qui frappent le facteur travail est
particulièrement fort, il y a lieu de se demander si le relèvement des taxes sur le carburant
débouche sur une hausse ou une baisse des salaires, mais la réponse à cette question dépend
tant du mode d’utilisation du produit des taxes que de leur changement même ;influer sur la répartition des ressources en transférant des rentes des autorités publiques despays exportateurs de pétrole vers les autorités publiques des pays importateurs nets depétrole.

S’il est décidé d’atteindre ces trois objectifs en prélevant un droit d’accises sur les carburants, ilfaut encore se demander quel doit en être le taux. La réponse dépend en règle générale de l’importance
relative qui est accordée à chacun de ces objectifs et qui dépend elle-même des priorités
gouvernementales. Si la priorité va aux recettes, il peut se justifier de porter les taxes sur les carburants
à un niveau élevé dans la mesure où elles compensent alors l’alourdissement de la fiscalité qui frappe
le facteur travail. Cette vision des choses pourrait être conforme à la pratique européenne.

Figure 4. Coûts marginaux de la mobilité automobile interurbaine (Euro/vkm)

Réchauffementmondial/gazoleCoût par type de contexte

Réchauffementmondial/essence
Bruit/nuit
Bruit/jour
Min.

Pollution del’air/gazoleMax.

Pollution del’air/essence
Accidents
Congestion
Infrastructure
0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

Euro/vkm

Source : Nash (2003).

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -29

10.2. Réglementation de l’efficience des véhicules
Pour ce qui est de la dépendance à l’égard des importations de pétrole, il ne ressort pas clairement
de ce qui précède que les moyens fiscaux sont ceux qui conviennent le mieux pour régler le problèmede puissance de marché ou tirer un avantage externe de la réduction de la consommation de carburant.
Il convient d’user d’autres moyens, notamment de la réglementation, pour faire baisser laconsommation.
Il est souvent argué, pour justifier l’intervention de la puissance publique en faveur de laréduction de la consommation, que les consommateurs sous-évaluent la consommation des voitures (etautres équipements) qu’ils achètent, parce que leurs calculs se fondent sur des taux d’actualisation plusélevés que ceux qui correspondent à l’optimum social (ils programment à plus court terme que lespouvoirs publics). Les consommateurs se prononcent sur les économies de carburant qu’ils achètent
dans un contexte où l’incertitude le dispute à la phobie du risque. Les économies de carburant sontalors plus faibles que dans un contexte d’où le risque est exclu, mais il n’y a pas pour autant
dysfonctionnement du marché, du moins si les consommateurs sont suffisamment informés du coûtd’utilisation d’une voiture (il y a pléthore de magazines automobiles dans lesquels les acheteurs devoitures peuvent trouver des informations à ce sujet). Les pouvoirs publics sont toutefois fondés àintervenir pour substituer un taux d’actualisation social au taux d’actualisation à plus court terme que
les consommateurs prennent en compte dans le choix des voitures qu’ils achètent.
La fixation de limites d’émission est un moyen qui a été utilisé avec un certain succès pour lutter
contre la pollution locale de l’air. Il est possible aussi de l’utiliser pour s’attaquer aux émissions de
CO2 et des dispositions de ce genre ont été adoptées aux États-Unis, en réponse aux hausses des coursdu pétrole intervenues pendant les années 70, sous la forme de normes de consommation moyenne parconstructeur.
Les normes d’émission ont, contrairement à une taxe sur le carbone, l’inconvénient d’être
sectorielles et de tendre à privilégier une technologie plutôt qu’une autre par le niveau auquel elles
situent les limites et le mode de mesure qu’elles imposent. Les normes doivent être définies avec soinpour éviter les effets pervers. La modulation des normes d’émission de CO2 en fonction du type ou dela masse des véhicules, une modulation qui doit éviter que leur respect coûte plus à un constructeurqu’à un autre, peut avoir pour effet pervers de favoriser les véhicules qui en émettent beaucoup. Tel aété le cas des normes américaines de consommation moyenne par conducteur qui, étant donné qu’ellesétaient moins sévères pour les utilitaires légers, a contribué jusqu’en 2007 à réorienter la demande desvéhicules classiques vers les 4x4 à usages multiples. Une modulation curvilinéaire plutôt que parpaliers peut enlever de son acuité au problème, mais peut quand même éroder l’incitation à réduire lesémissions en allégeant les véhicules – là où une réduction considérable est réalisable à assez boncompte (la question est examinée plus en détail dans Plotkin, 2007, et OCDE/FIT, 2008). La
modulation sur la base de la surface au sol (empattement x voie) est une solution un peu moins
déformante, parce qu’un changement d’empattement est plus coûteux pour les constructeurs.
L’augmentation de la masse peut réellement se solder par une réduction des coûts. D’autres
contraintes encore compliquent l’agrandissement de la surface au sol, notamment les dimensions desplaces de stationnement accessibles dans les garages en sous-sol et les parkings à étages.
Les normes sont assorties de coûts de contrôle que les simples taxes évitent, mais présentent
certains avantages, en termes notamment d’acceptabilité politique, que les taxes n’ont pas.

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30 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION
Le recours aux normes plutôt qu’à la fiscalité a aussi l’avantage d’atténuer les incertitudes desconstructeurs automobiles, parce qu’ils peuvent être nettement plus sûrs des réactions tant de leursacheteurs que de leurs concurrents à la mise en œuvre d’une norme que de mesures fiscales. Il leur est
ainsi plus facile de réaliser les gros investissements requis par la mise au point des nouvelles
générations de technologies réductrices de la consommation.
L’efficacité des normes d’émission de CO2 est minée dans une certaine mesure par l’effet derebond. En réduisant la consommation moyenne de carburant, ces normes réduisent, toutes autreschoses étant égales par ailleurs, le coût de la mobilité et incitent ce faisant à multiplier et allonger lesdéplacements, ce qui contrebalance en partie l’impact des normes. Il est possible de remédier à cet étatde choses en combinant les normes avec une taxe sur le carbone destinée à compenser la réduction descoûts de carburant à laquelle les normes donneraient autrement naissance. Cette combinaison trouve
une autre justification dans le fait que les normes risquent, si elles restent isolées, de simplement
différer les émissions de CO2 au lieu de ramener la quantité de CO2 qui sera émise au total par lesréserves mondiales de brut à un niveau acceptable (efficient), ce qu’une taxe pigouvienne peut parcontre faire, si la fixation du prix peut se fonder sur une estimation raisonnablement précise desdommages.
Les participants à la Table Ronde ont toutefois mis en garde contre la combinaison d’un trop
grand nombre d’instruments pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et sécuriserl’approvisionnement en pétrole. La prolifération des instruments nuit à la transparence, compliquel’identification des effets des interventions et majore le coût de la mise en œuvre et du contrôle pourfinir par plomber leur rapport coût/efficience. Ceci ne veut pas dire qu’il ne faut pas combiner desinstruments, mais implique qu’il est nécessaire de comprendre comment les politiques des transports,
de l’environnement et de l’énergie interagissent. Un autre rapport (OCDE/FIT, 2008) traite del’efficacité et de l’efficience de la combinaison de divers instruments.

10.3. Conception de la politique des transports : intégration nécessaire des dimensions« transports », « environnement » et « énergie »La correction des dysfonctionnements des marchés du pétrole et des transports pourraient obliger
à opérer des arbitrages. La structure actuelle de l’offre de pétrole, avec une production concentrée dansles mains d’un cartel, comprime la demande et contribue ce faisant à réduire les émissions de CO2.
Des mesures qui viseraient à affaiblir la position dominante de l’OPEP et faire baisser les cours dupétrole pourraient miner la politique menée sur le front du changement climatique.
La promotion des hydrocarbures non conventionnels, par octroi d’aides aux unités de traitement
des schistes bitumineux et de transformation du charbon en combustible liquide, demandée dansplusieurs projets de loi soumis au Congrès américain en 2007 pourrait entamer la position dominantede l’OPEP, si ces unités pouvaient couvrir une partie suffisamment importante des besoins américainsde pétrole, mais provoquerait une augmentation massive des émissions de CO2. Il convient desouligner que la production à moins grande échelle d’hydrocarbures non conventionnels laisseraitl’OPEP en mesure de contrôler les prix et obligerait à maintenir le prix de ces hydrocarbures au niveau
des cours du pétrole de l’OPEP. L’aide aux hydrocarbures non conventionnels ne ferait que transférer
des ressources du contribuable et des consommateurs américains vers les entreprises qui traitent les
schistes bitumineux et transforment le charbon en combustibles liquides.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -31

Les interactions entre la politique des transports et les politiques pétrolière et environnementale
sont aussi plus subtiles. Les caractéristiques des carburants ont eu un impact significatif sur le coût duraffinage ainsi que sur le coût de la distribution et le prix des produits pétroliers au cours de cesdernières décennies. Les règles californiennes qui définissent les spécifications des carburants dans
une optique de protection de l’environnement isolent ainsi le marché local du marché mondial desproduits pétroliers. Les raffineurs locaux jouissent de la protection que ces dispositions assurent, à tel
point que l’essence se vend à Singapour à un prix inférieur de 10 dollars le baril au prix de gros
californien. L’hétérogénéité des normes de composition des produits pétroliers fragmente les marchéset cette fragmentation, même si elle est moins marquée dans d’autres parties du monde, contribue
partout à majorer nettement le prix des produits pétroliers.
Les lois environnementales ont fortement réduit la teneur en soufre de l’essence et du gazole afinde réduire les quantités de dioxyde de soufre, de particules et de CO2 contenues dans les gazd’échappement. Comme les moteurs actuels produisent plus de NOx quand ils sont réglés pour réduireleur consommation, il est nécessaire d’introduire dans le circuit d’échappement des catalyseursréducteurs de NOx extrêmement sensibles à l’empoisonnement par le soufre. La désulfuration dupétrole en cours de raffinage dévore beaucoup d’énergie et les émissions de CO2 produites par lesraffineries ne font de ce fait qu’augmenter. L’importance relative des véhicules et des raffineries dansle bilan des augmentations et diminutions des émissions de CO2 évolue à mesure que la part desproduits traités dans les raffineries représentée par les bruts à haute teneur en soufre augmente. La
demande de gazole à faible teneur en soufre est un des facteurs qui poussent au développement de la
production européenne de biodiesel étant donné qu’il ne contient pas du tout de soufre. Il est permis dedire que la production actuelle de biodiesel génère davantage et non moins d’émissions de gaz à effetde serre que celle du gazole classique, s’il est tenu compte du N2O émis par la culture des matières
dont il est tiré (OCDE/FIT, 2007).
La réduction des émissions de CO2 des voitures neuves observée dans l’Union Européenne après
l’entrée en vigueur (en 1998) de l’accord conclu avec les constructeurs automobiles est imputable pourdeux tiers à l’augmentation de la proportion des véhicules à moteur diesel, elle-même facilitée par une
taxation plus faible du gazole. La consommation de gazole a de ce fait augmenté de façon inexorable àtel point qu’il se vend aujourd’hui plus de gazole que d’essence en Europe. Le changement a
considérablement déséquilibré le secteur européen du raffinage qui vend désormais son trop pleind’essence au États-Unis et importe du gazole de Russie. Cette situation a des répercussions sur lesémissions de CO2 et les prix. Le pétrole brut contient plusieurs hydrocarbures différents et sa
composition détermine les composants utiles qui peuvent en être extraits au prix d’une consommation
minimale d’énergie. Les raffineries peuvent modifier dans une certaine mesure leur gamme deproduits, mais cette modification requiert des grandes quantités d’énergie supplémentaire. Un nombre
croissant de raffineries européennes convertissent du fuel lourd (dont la demande est la plupart dutemps faible) en gazole, mais cette conversion fait augmenter leurs émissions de CO2. Le rapport
gazole/essence a été poussé jusqu’à ses limites sur les marchés mondiaux du raffinage. Si les autorités
américaines se décidaient à mener une politique de promotion des véhicules à moteur diesel10, le prixdu gazole augmenterait de façon significative et les émissions de CO2 iraient dans le même sens, parcequ’il faudrait davantage de brut, requérant une conversion plus poussée, pour alimenter le marché.
Aucun autre grand marché automobile ne pourrait arriver au taux européen de diésélisation.
Les normes ou les taxes destinées à internaliser le coût des émissions de gaz à effet de serre
doivent donc éviter, non seulement de favoriser certaines technologies (en l’espèce les moteurs
diesels), mais aussi de faire migrer les émissions d’une source (échappement des véhicules) vers une
autre (cheminées des raffineries) et de majorer d’autres coûts externes, en l’occurrence les émissions
de NOx, du fait que les moteurs diesels produisent plus de NOx que les moteurs à essence et sontPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

32 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION
soumis à des normes généralement moins exigeantes. Ces justifications premières de l’intrusion despouvoirs publics dans la sphère de l’environnement sont souvent méconnues dans la pratique. Lestaxes prélevées en Europe qui favorisent le gazole ne donnent manifestement pas les résultats attendus.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -

33

NOTES

1.

Les données américaines montrent que l’augmentation des revenus va de pair avec une
diminution de l’élasticité prix de la mobilité routière privée. Il s’en suit que la réponse à lahausse du prix des carburants a évolué et que le kilométrage parcouru est moins sensible auprix du carburant que la consommation des véhicules.

2.

La guerre israélo–arabe de 1973 et l’embargo pétrolier qui l’a suivie ont toutefois été
précédées par une renégociation des concessions pétrolières et la nationalisation de plusieurs
compagnies pétrolières au Moyen-Orient et en Afrique ainsi que par la coordination parl’OPEP de la hausse des prix à la production et des taxes en réponse à la faiblesse du dollar.

3.

… connue sous le nom de « situation de déport sur les marchés à terme ».

4.

Aleklett pense cependant que la production de charbon a, comme celle du pétrole,aujourd’hui atteint son plafond.

5.

Les conséquences du changement climatique ne peuvent se définir qu’en termes deprobabilités. Étant donné en outre que certaines des conséquences les plus catastrophiques
semblent ne devoir se produire que dans un avenir lointain, la conversion de ces coûts envaleurs présentes pose un réel problème, parce qu’elle oblige inévitablement à faire entrer en
jeu des questions d’équité intergénérationnelle. Certains participants ont à ce propos rappelé
que le célèbre rapport Stern demande aux générations actuelles de faire de grands sacrifices
pour améliorer le bien-être de générations futures plus riches.

6.

Le secteur privé produit des grandes quantités de pétrole, mais il est essentiel de disposer desdonnées et des analyses de l’AIE et d’administrations nationales telles que l’administration
américaine pour l’information en matière énergétique pour avoir une image complète et
fiable de la situation. Les travaux universitaires sur les pics de pétrole ont énormément
contribué à améliorer l’interprétation des données relatives aux réserves pétrolières fournies
par les compagnies pétrolières.

7.

Le prix est déterminé par la quantité de carbone que les participants au système sontautorisés à émettre, cette quantité étant elle-même déterminée par celle qu’ils émettaient
avant l’entrée en vigueur du système. Ce mode de fixation des droits d’émission mine lacapacité de réduction des émissions du système et illustre la nature artificielle du prix ducarbone qui en résulte. L’Union Européenne a l’intention de réduire le volume de carboneéchangé dans le cadre du système et fera ainsi augmenter le prix.

8.

… ou peut-être par des redevances fixes telles que la taxe annuelle de circulation.

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34 - SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION

9.

Les taxes sur les carburants ne sont toutefois pas le meilleur instrument de couverture decertains de ces coûts.

10.

Ce genre de politique a été mené au départ en Europe pour soutenir les constructeurs demoteurs diesels.

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SYNTHÈSE DE LA DISCUSSION -35

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RAPPORTS INTRODUCTIFS -RAPPORTS INTRODUCTIFSPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

37

PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -39

PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURSET EXPORTATEURS DE PÉTROLE
Vers un déclin des importations de pétrole des pays de l’OCDE ?

Kjell ALEKLETT1
Université d’Uppsala
UppsalaSuède

1

Kjell Aleklett est également président de l’International Association for the Study of Peak Oil & Gas(ASPO), www.peakoil.net

PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -41

SOMMAIRE

RÉSUMÉ ............................................................................................................................................... 43
1. INTRODUCTION ............................................................................................................................. 44
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.

Mission .................................................................................................................................... 44
Principaux articles du Groupe d’étude sur l’épuisement des hydrocarburesde l’Université d’Uppsala (Uppsala Hydrocarbon Depletion Study Group). ......................... 44
Pic pétrolier et société contemporaine .................................................................................... 45
Références .............................................................................................................................. 47

2. ÉVOLUTION FUTURE DE LA DEMANDE DE PÉTROLE ......................................................... 49
2.1.
2.2.
2.3.

Prévision de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) et del’Energy Information Administration (EIA) .......................................................................... 49
Une demande tirée par l'intensité pétrolière ........................................................................... 49
Références .............................................................................................................................. 53

3. QUANTITÉ DE PÉTROLE DÉCOUVERTE ET DATES DE DÉCOUVERTE ............................. 54
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.

Ressources et réserves ............................................................................................................. 54
Gisements de pétrole ............................................................................................................... 55
Découverte de pétrole brut ...................................................................................................... 56
Découverte de pétrole lourd .................................................................................................... 61
Références ............................................................................................................................... 61

4. TENDANCES HISTORIQUES DE LA CONSOMMATION ET LIMITES POUR LACONSOMMATION FUTURE.......................................................................................................... 63
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.5.

Prévisions de production selon le modèle de déplétion .......................................................... 63
Production des gisements géants ............................................................................................. 65
Production des petits gisements .............................................................................................. 69
Production des gisements de pétrole en eaux profondes ......................................................... 69
Production provenant du développement de nouveaux gisements .......................................... 70

4.6.

Production provenant des sables asphaltiques canadiens ........................................... 71

4.7.
4.8.
4.9.
4.10.

Production de pétrole lourd dans la ceinture de l’Orénoque au Venezuela ............................ 72
Profil de production final et conclusions................................................................................. 74
Conclusions en termes de production...................................................................................... 76
Références .............................................................................................................................. 76

5. SCÉNARIOS D’IMPORTATION ET D’EXPORTATION ............................................................. 77
5.1.
5.2.

Pays importateurs et exportateurs ........................................................................................... 77
Références ............................................................................................................................... 84

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42 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
6. PRODUCTION DE CARBURANTS LIQUIDES POUR LE TRANSPORT AU MOYEN
DES PROCÉDÉS CTL ET GTL ....................................................................................................... 85
6.1.
6.2.
6.3.

Production de carburants liquides à partir de charbon (CTL) ................................................. 85
Production de carburants liquides à partir de gaz naturel (GTL) ............................................ 89
Références ............................................................................................................................... 89

7. STRATÉGIES POSSIBLES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSDE PÉTROLE ................................................................................................................................... 90
7.1.

Références ............................................................................................................................... 93

8. PRISE DE CONSCIENCE DU PIC PÉTROLIER ........................................................................... 94
8.1.

Références ............................................................................................................................... 96

9. REMERCIEMENTS ......................................................................................................................... 96
ANNEXE : Déclarations du 14 octobre 2005........................................................................................ 97
Uppsala, septembre 2007

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -43

RÉSUMÉLes tendances statistiques de l’intensité pétrolière de pays ou groupes de pays démontrentqu’une augmentation du PIB de 3 pour cent par an en moyenne va de pair avec une prévisiond’augmentation de la demande de liquides de 101 mbpj à l’horizon 2030. À l’évidence, cettedemande ne pourra pas être satisfaite par la production provenant des réserves actuelles et desnouvelles découvertes prévues.
Cet article présente deux modèles permettant d’évaluer le pic de la production de pétrole : lemodèle de déplétion et le modèle des gisements géants. D’après le modèle de déplétion, le pic
pétrolier (taux de production maximum) aura lieu en 2011, et s’établira à 90 mbpj. Dans le modèle
des gisements géants, un « scénario le plus pessimiste » prévoit que la production sera en phase
plateau à partir de maintenant et pendant les 5 à 7 années à venir, durant lesquelles la productions’établira à 84 mbpj et un « scénario haut » pronostique un pic de la production en 2012, à 94 mbpj.
Une hausse moins nette peut différer le pic jusqu’en 2018. Dans les deux modèles, le taux deproduction de pétrole sera de l’ordre de 50 à 60 mbpj en 2030.
La demande de pétrole des pays importateurs nets devrait augmenter, pour passer de 50 mbpj
actuellement à 80 mbpj. L’Arabie saoudite, la Russie et la Norvège, qui sont aujourd’hui lespremiers pays exportateurs du monde, vont voir leurs exportations diminuer de 4 à 6 mbpj
d’ici 2030. La baisse prévue ne pourra pas être compensée par des exportations en provenanced’autres régions.
Il est évident que la pénurie de liquides provenant de combustibles fossiles utilisés pour letransport va devenir importante d’ici 2030. Les décisions nécessaires en vue d’opérer le changement
de cap économique qui s’impose pour atténuer les effets de cette diminution de l’approvisionnement
en pétrole auraient déjà dû être prises et les mesures qui s’imposent pour mettre en œuvre denouvelles solutions devraient être en cours d’application.
Nous sommes allés jusqu’à un niveau élevé de « l’échelle du pétrole » et nous devrons en
redescendre d’une manière ou d’une autre. Il est peut-être trop tard pour que cette descente se fasse
progressivement, mais peut-être ne l’est-il pas pour fabriquer un matelas susceptible d’amortir lachute.

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44 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS

1. INTRODUCTION

1.1. Mission
Au cours du siècle écoulé, la civilisation moderne a vu s’accroître sa dépendance vis-à-vis dupétrole, désormais considéré comme le premier produit de base échangé dans le monde. Le secteurgazier et pétrolier est devenu le premier secteur d’activité du monde, devançant même l’agriculture.
Le prix du pétrole brut s’établissant à 70 USD le baril, le marché mondial du pétrole brut représenteà lui seul plus de 2 000 milliards USD par an. Toutefois, le pétrole brut est bien loin d’être
uniformément réparti sur l’ensemble de la planète, de sorte que seuls quelques pays sont desproducteurs importants. Cette réalité divise le monde en deux : les pays importateurs de pétrole d’uncôté et les pays exportateurs de l’autre. La majorité des membres de l’OCDE appartiennent à lapremière catégorie et ne peuvent fonctionner sans une sécurité mondiale au niveau du marché
exportateur de pétrole. Malheureusement, du fait du pic pétrolier, ce marché va devenir de moins en
moins sûr.
L’étude présentée dans cet article porte sur le pic pétrolier et l’évolution des stratégies des pays
importateurs et exportateurs de pétrole.

1.2. Principaux articles du Groupe d’étude sur l’épuisement des hydrocarbures del’Université d’Uppsala (Uppsala Hydrocarbon Depletion Study Group)
Cette étude s’appuie principalement sur les recherches du Groupe d’étude sur l’épuisement deshydrocarbures de l’Université d’Uppsala (UHDSG), Université d’Uppsala, Suède. Les principales
références sont les suivantes :[1.1]

K. Aleklett et C.J. Campbell, The Peak and Decline of World Oil and Gas Production,
Minerals & Energy 18 (2003) 5-20 (article disponible à l’adresse :http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/Minerals&Energy_2003.doc)[1.2]

K. Aleklett, Testimony on Peak Oil, communication présentée devant la sous-commission
sur l’énergie et la qualité de l’air de la Chambre des Représentants (House Subcommittee on
Energy and Air Quality), Washington DC, États-Unis, 7 décembre 2005,
http://energycommerce.house.gov/reparchives/108/Hearings/12072005hearing1733/Aleklett
2770.htm[1.3]

K. Aleklett; Oil: A Bumpy Road Ahead, World Watch 19-1 (2006) p.10, (article disponible
à l’adresse : http://www.peakoil.net/uhdsg/WorldWatch_2006_Jan.doc)[1.4]

K. Aleklett; Oil production limits mean opportunities, conservation, Oil & Gas Journal
pp. 104-31 (2006), (article disponible à l’adresse :http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/OGJ_Aug_21_2006.doc )PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -

45

[1.5]

Bengt Söderbergh, Fredrik Robelius et Kjell Aleklett; A crash programme scenario for the
Canadian oil sands industry, Energy Policy, 35-3 (2007) pp.1931-1947[1.6]

Fredrik Robelius, Giant Oil Fields - The Highway to Oil: Giant Oil Fields and their
Importance for Future Oil Production. Acta Universitatis Upsaliensis 69 (2007)
http://urn.kb.se/resolve?urn=urn:nbn:se:uu:diva-7625, (R. Robelius et K. Aleklett, en
préparation, pour publication dans Energy Policy)[1.7]

Kristofer Jakobsson, Fredrik Robelius et Kjell Aleklett; Oil use and economic growth in
sub-Saharan Africa: current patterns and scenarios, soumis à Energy Policy (2007),
http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications.html et Kristofer Jakobsson, Oil Use and Economic
Development in Sub-Saharan Africa, thèse de diplôme, Université d’Uppsala UPTEC F05
000 (2007), http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/Jakobsson_Thesis.pdf[1.8]

Kjell Aleklett, Discussion - Peak Oil - a fact of reality, Journal of Petroleum Technology
59-6 (2007) http://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2007/06/DissReply.htm[1.9]

Aram Mäkivierikko, Russian Oil, an estimate of the future oil production and oil export
potential of Russia using the Depletion rate model, thèse de diplôme, Université d’Uppsala,
UPTEC ES07 018 (2007), http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications.html (Aram
Mäkivierikko, B. Söderbergh, R. Robelius et K. Aleklett, en préparation pour publication
dans Energy Policy)[1.10] Mikael Höök, Werner Zittel, Jörg Schindler et Kjell Aleklett, A resource-driven forecast for
the future global coal production, proposé à Energy Policy (2007);
http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications.html

1.3. Pic pétrolier et société contemporaine
Le terme « pic pétrolier » (Peak Oil) a été introduit en 2001 par l’Association for the Study ofPeak Oil and Gas (ASPO). Colin Campbell, fondateur de l’ASPO, en a donné la définition
suivante :« Le terme “pic pétrolier” désigne le niveau maximum de la production de pétrole dans une
région donnée, et témoigne de ce que le pétrole est une ressource naturelle finie, susceptible des’épuiser. »Lorsque l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), institution autonome rattachée à l’OCDE,a publié l’édition 2004 de son World Energy Outlook (WEO 2004), elle a évoqué le « pic pétrolier »comme un scénario possible pour l’avenir. Elle affirme, dans le résumé du rapport, que « laproduction de pétrole conventionnel n’atteindra pas son maximum avant 2030, si lesinvestissements nécessaires sont réalisés ». Toutefois, dans le chapitre 3 du rapport, on apprend quecette hypothèse repose sur une « estimation médiane » de la United States Geological Survey(USGS) selon laquelle il resterait 2 626 milliards de barils de pétrole conventionnel. Dans son
rapport, l’AIE émet toutefois une réserve, précisant que si cette estimation se révélait trop élevée, le« pic de production pourrait être atteint à l’horizon 2015, voire plus tôt ». Le groupe Uppsala
Hydrocarbon Depletion Study Group (UHDSG), groupe de recherche sur l’épuisement deshydrocarbures, basé à l’Université d’Uppsala, en Suède, a démontré, dans un article commentant le
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46 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSWEO 2004, que l’hypothèse d’une production de 120.3 mbjp en 2030 est peu réaliste [1.11]. La
suite des événements et les rapports publiés ultérieurement ont prouvé que le « pic pétrolier » est
une problématique essentielle, qui doit être au centre des réflexions sur le développementéconomique.
De juillet 2005 à décembre 2006, le Government Accountability Office (GAO), institutionsuprême chargée du contrôle des comptes aux États-Unis, a étudié diverses questions liées au pic
pétrolier et a, en février 2007, transmis aux Congressional Requesters un rapport intitulé « CRUDE
OIL – Uncertainty about Future Oil Supply Makes It Important to Develop a Strategy for
Addressing a Peak and Decline in Oil Production » [1.12]. Le fait que le GAO ait eu besoin de prèsde deux ans pour réaliser cette étude montre l’importance que les responsables de la politique
publique américaine accordent au pic pétrolier.
En outre, le 5 octobre 2005, Samuel W. Bodman, Secrétaire américain à l’énergie, acommandé au National Petroleum Council (NPC) une étude sur les ressources gazières etpétrolières disponibles dans le monde [1.12]. Sa lettre, présentée ci-dessous, témoigne de ce que lepic pétrolier intéresse maintenant les responsables politiques au plus haut niveau.
« Monsieur,
Les prévisions concernant la capacité de l’offre pétrolière et gazière à répondre à lacroissance de la demande mondiale, la date à laquelle la production mondiale atteindra un sommet
avant de commencer à décliner (« pic pétrolier »), les conséquences qui en découleront pourl’économie américaine et mondiale et les mesures à prendre pour trouver une issue plus favorable
sont très diverses.
C’est pourquoi je demande au National Petroleum Council (NPC) de réaliser une étude surl’offre mondiale de pétrole et de gaz naturel. Cette étude pourrait notamment aborder les grands
thèmes suivants :•••Comment l’offre mondiale de pétrole et de gaz naturel va-t-elle évoluer ?
L’offre marginale de pétrole et de gaz naturel peut-elle être amenée à un niveau suffisant,suffisamment tôt et à un prix raisonnable pour répondre à la demande sans que lacroissance mondiale soit mise en péril ?
Quelles stratégies le NPC recommande-t-il aux États-Unis, du côté de l’offre et/ ou de la
demande de pétrole et de gaz naturel, pour garantir davantage de stabilité et de prospérité
économiques ?
-----Veuillez me soumettre la proposition du NPC en ce qui concerne la composition du comitéd’étude et le plan détaillé de l’étude.
Cordialement,
Samuel W. Bodman »Le 17 juillet 2007, le NPC a approuvé le rapport intitulé « Facing the Hard Truths about
Energy » et l’a présenté au Secrétaire à l’énergie.

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -47

En décembre 2005, le Premier Ministre suédois Göran Persson a mis en place la Commission
sur l’indépendance pétrolière (Commission on Oil Independence) et lui a demandé de présenter despropositions concrètes pour diminuer la dépendance de la Suède vis-à-vis du pétrole àl’horizon 2020 et, par conséquent, pour réduire de manière substantielle la consommation de pétrole
du pays. Le rapport du 21 juin 2006 intitulé « Making Sweden an OIL-FREE Society » [1.14],
souligne que la création de la commission a été principalement motivée par le débat qui avait lieu en
Suède au sujet du pic pétrolier.
En décembre 2005, ce débat était parvenu jusqu’à la Chambre des Représentants, aux
États-Unis, plus précisément jusqu’à la Sous-commission sur l’énergie et la qualité de l’air. Le
5 décembre, j’ai été le seul citoyen non américain invité à faire une contribution écrite et à présenterun exposé à Capitol Hill [1.2].
Pour des raisons évidentes, le GAO et le NPC se sont d’abord intéressés à la situation aux
États-Unis. Par conséquent, avant d’aborder certains des aspects essentiels du rapport, il est
nécessaire de le replacer dans un contexte se rapprochant de celui de l’OCDE. Aux États-Unis, laproduction de pétrole a atteint un sommet en 1970, et connaît une baisse constante depuis cette date.
Dans le même temps, la consommation a augmenté, de sorte que les États-Unis sont devenus deplus en plus dépendants du pétrole importé. En Europe, la production de pétrole a augmenté jusqu’à
la fin du 20ème siècle, mais le rythme de production est en baisse depuis le début du nouveau
millénaire. L’Europe, comme les États-Unis avant elle, voit sa dépendance vis-à-vis du pétrole
importé augmenter d’année en année. Elle est donc confrontée aux mêmes difficultés que celles
décrites dans les rapports du GAO et du NPC pour les États-Unis.
Au cours de la période 2008-2030, les pays producteurs de pétrole membres de l’OCDE
devraient connaître les mêmes problèmes que ceux auxquels se heurtent aujourd’hui les États-Uniset l’Europe. Il est en tout cas certain qu’en 2030, les pays de l’OCDE dans leur ensemble,
dépendront davantage des importations de pétrole qu’aujourd’hui.
Le présent article concerne uniquement le pétrole et est structuré comme suit :
•
•
•
•
•
•
•

Évolution future de la demande de pétrole
Quantité de pétrole découverte et dates de découverte
Tendances historiques de la consommation et limites pour la consommation future
Scénarios d’importation et d’exportation
Production de carburants liquides pour le transport au moyen des procédés ctl et gtl
Stratégies possibles des pays importateurs et exportateurs de pétrole
Prise de conscience du pic pétrolier.

1.4. Références[1.1]

K. Aleklett et C.J. Campbell, The Peak and Decline of World Oil and Gas Production,
Minerals & Energy 18 (2003) 5-20 (article disponible à l’adresse :http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/Minerals&Energy_2003.doc)[1.2]

K. Aleklett, Testimony on Peak Oil, communication présentée devant la Sous-commission
sur l’énergie et la qualité de l’air de la Chambre des Représentants (House Subcommittee on
Energy and Air Quality), Washington DC, États-Unis, 7 décembre 2005,
http://energycommerce.house.gov/reparchives/108/Hearings/12072005hearing1733/Aleklett
2770.htm

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48 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS[1.3]

K. Aleklett, Oil: A Bumpy Road Ahead, World Watch 19-1 (2006) p.10, (article disponible
à l’adresse : http://www.peakoil.net/uhdsg/WorldWatch_2006_Jan.doc)[1.4]

K. Aleklett, Oil production limits mean opportunities, conservation, Oil & Gas Journal
104-31 (2006), (article disponible à l’adresse :http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/OGJ_Aug_21_2006.doc )[1.5]

Bengt Söderbergh, Fredrik Robelius et Kjell Aleklett, A crash programme scenario for the
Canadian oil sands industry, Energy Policy, 35-3 (2007) pp.1931-1947.

[1.6]

Fredrik Robelius, Giant Oil Fields - The Highway to Oil: Giant Oil Fields and their
Importance for Future Oil Production, Acta Universitatis Upsaliensis 69 (2007)
http://urn.kb.se/resolve?urn=urn:nbn:se:uu:diva-7625, (R. Robelius et K. Aleklett, en
préparation pour publication dans Energy Policy).

[1.7]

Kristofer Jakobsson, Fredrik Robelius et Kjell Aleklett, Oil use and economic growth in
sub-Saharan Africa: current patterns and scenarios, proposé à Energy Policy (2007),
http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications.html et Kristofer Jakobsson, Oil Use and Economic
Development in Sub-Saharan Africa, thèse de diplôme, Uppsala University UPTEC F05
000 (2007), http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/Jakobsson_Thesis.pdf[1.8]

Kjell Aleklett, Discussion - Peak Oil - a fact of reality, Journal of Petroleum Technology
59-6 (2007) http://www.spe.org/spe-app/spe/jpt/2007/06/DissReply.htm[1.9]

Aram Mäkivierikko, Russian Oil, an estimate of the future oil production and oil export
potential of Russia using the Depletion rate model, thèse de diplôme, Uppsala University,
UPTEC ES07 018 (2007), http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications.html (Aram
Mäkivierikko, B. Söderbergh, R. Robelius et K. Aleklett, en préparation pour publication
dans Energy Policy)[1.10] Mikael Höök, Werner Zittel, Jörg Schindler et Kjell Aleklett, A resource-driven forecast for
the future global coal production, proposé à Energy Policy (2007),
http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications.html[1.11] Kjell Aleklett, 20040906, International Energy Agency accepts Peak Oil. An analysis ofChapter 3 of the World Energy Outlook 2004,
http://www.peakoil.net/uhdsg/weo2004/TheUppsalaCode.html[1.12] The United States Government Accountability Office (GAO), février 2007, « Crude Oil –Uncertainty about Future Oil Supply Makes It Important to Develop a Strategy for
Addressing a Peak and Decline in Oil Production »,www.gao.gov/new.items/d07283.pdf[1.13] National Petroleum Council, NPC, « Facing the Hard Truths about Energy », rapport
présenté au Secrétaire d’État à l’énergie, http://www.npc.org/[1.14] The Swedish Oil Commission, rapport du 21 juin 2006, « Making Sweden an Oil-Free
Society » (http://www.sweden.gov.se/sb/d/574/a/67096 )PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -49

2. ÉVOLUTION FUTURE DE LA DEMANDE DE PÉTROLE

2.1. Prévision de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) et de l’Energy Information
Administration (EIA)
L’édition 2004 du World Energy Outlook (WEO 2004) publié par l’AIE [2.1]) analyse lacorrélation entre croissance du PIB et hausse de la consommation de pétrole. Il parvient à laconclusion qu’une croissance du PIB de 3 pour cent, calculée en moyenne sur 20 ans, entraînerait
une augmentation de la consommation mondiale de pétrole de 1.6 pour cent par an. En partantd’une consommation de 77.0 mbpj en 2002, le rapport prévoit une demande de 121.3 mbpj en 2030,
ce qui, en 28 ans, représente une hausse exponentielle. Dans l’édition 2001 du WEO, la période surlaquelle portait la prévision se terminait en 2020 [2.2] ; c’est dans l’édition 2002, que l’AIE a ajouté
10 années de croissance exponentielle de la demande [2.3] sans tenir compte des implications du pic
pétrolier. Dans l’édition suivante, en l’occurrence celle de 2004, les prévisions ont encore été faites
sur la base d’une croissance exceptionnelle de la consommation de pétrole. Nous avons réalisé une
analyse qui prouve que cette prévision n’est pas réaliste [2.4], ce qui a tellement ébranlé l’AIE
qu’elle a pris contact avec nous pour nous demander d’arrêter de diffuser cette étude sur Internet.
Nous n’avons toutefois pas arrêté et dans l’édition 2005 du WEO, la progression de la demande a
été ramenée à 1.4 pour cent, et la prévision de demande pour 2030 à 115 mbpj [2.5]. Depuis, ce
chiffre a été retenu par l’AIE comme prévision officielle de demande [2.6]. Quant à l’EIA, aux
États-Unis, [2.7]) elle prévoit une demande de 118 mbpj en 2030, adressée à raison de 57 mbpj aux
pays de l’OPEP et de 61 mbpj aux pays non membres de l’OPEP.
2.2. Une demande tirée par l’intensité pétrolière
L’évolution du PIB étant utilisée comme indicateur de la croissance de la demande de pétrole,une étude précise de la corrélation entre PIB et consommation de pétrole a été réalisée [1.7]. La
méthode classique utilisée pour calculer le PIB repose sur les taux de change, ce qui n’est pas fiable
pour effectuer des comparaisons internationales, les différences de prix n’étant pas prises encompte. Le calcul en parité de pouvoir d’achat (PPA) permet de résoudre ce problème et donne une
image plus fidèle des niveaux de vie et de revenu relatifs. Dans l’ensemble de cette étude, c’est
donc le PIB réel (PPA) en prix constants de 2000 qui a été utilisé, au lieu du PIB non corrigé.

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50 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGraphique 2.1. Consommation de pétrole par rapport au PIB par habitant en 2004 dans tous
les pays pour lesquels des données sont disponibles. La taille des cercles symbolise celle de lapopulation. Un certain nombre de petits pays, notamment le Luxembourg, Singapour, leKoweït et le Qatar ont une consommation de pétrole par habitant trop importante pourapparaître sur le Graphique. Les cercles hachurés correspondent aux pays de l’OCDE. C’est
la Turquie qui affiche le chiffre le plus faible

PIB par habitant (PPA) en 2004
(en $ 2000)

40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
Pays de l’OCDE
Autres pays

5000
0
0

50

100

150

200

Consommation de pétrole par habitant en 2004 (en GJ/an)

Le Graphique 2.1 fait apparaître la corrélation entre le PIB par habitant et la consommation depétrole par habitant, démontrant ainsi l’importance du pétrole pour le PIB. La taille des cercles
symbolise celle de la population de chaque pays. À l’évidence, il existe une forte corrélation entre le
PIB et la consommation de pétrole. Aucun pays n’a atteint un PIB similaire à celui des pays
européens membres de l’OCDE sans voir sa consommation de pétrole augmenter de manière
substantielle. Ce constat vaut probablement aussi pour la Turquie et d’autres pays cherchant àaméliorer leur PIB. Historiquement, les pays qui arrivent en tête du classement, comme lesÉtats-Unis, affichent une corrélation de plus de un à un entre la consommation de pétrole et lacroissance économique. Dans les pays dont l’économie est aujourd’hui en expansion, comme laChine et l’Inde, la corrélation est de un à un. [1.7].
En partant de l’hypothèse que le PIB est le principal indicateur de la demande de pétrole, il est
possible de formuler un modèle simple de cette demande :Eoil = (Eoil/PIB) *PIB (1)où Eoil est la demande totale d’énergie de source pétrolière et (Eoil/PIB) un facteur dénommé« intensité pétrolière » (OI). L’intensité pétrolière est elle-même fonction de différents éléments,
tels que l’efficience technique, la structure du PIB et l’importance relative du pétrole en tant que
source d’énergie primaire. Par conséquent, la traiter comme un indicateur direct de « l’efficience »de l’utilisation du pétrole, comme on le fait parfois, est source d’erreur. L’intensité pétrolière est
influencée par divers facteurs sans rapport avec l’efficacité. Pour construire un scénario del’évolution de la demande de pétrole à partir de l’équation (1), il suffit d’élaborer des scénarios du
PIB et de l’intensité pétrolière.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -51

Graphique 2.2. Évolution de l’intensité pétrolière dans quelques pays, 1980-2005 [1.7]
Intensité pétrolière (MJ par $ de PIB (PPAP)

9

Russie8

États-Unis
7

Suède

6

Japon

5

FranceAllemagne

4

RoyaumeUni
Brésil

3

Chine

2

Inde

1

Afrique SubSaharienne

0
1980

1985

1990

1995

2000

2005

Le Graphique 2.2 fait apparaître l’évolution de l’intensité pétrolière dans quelques pays
entre 1980 et 2005. L’Afrique subsaharienne est une région où le PIB par habitant n’a pas crû ; laChine et l’Inde sont des pays qui ont connu une forte croissance et la Russie un pays en transitionvers un nouveau système économique. Quelques pays de l’OCDE sont également représentés.
Ce Graphique appelle quatre observations :••••L’intensité pétrolière des différents pays tend à évoluer vers un même niveau.
L’intensité pétrolière a chuté de manière spectaculaire dans les pays où elle était àl’origine élevée, comme les États-Unis, la Russie, le Japon, la France, la Chine et laSuède.
La majeure partie de la baisse de l’intensité pétrolière a eu lieu durant la première moitiéde la période considérée, soit entre 1980 et 1990 ; par la suite, la baisse a été nettementmoins marquée (sauf en Russie).
Dans les pays de l’OCDE, l’intensité pétrolière est en baisse, mais reste plus élevée qu’enInde pour l’ensemble de la période. L’intensité pétrolière est relativement faible en
Afrique subsaharienne par rapport au reste du monde.

La dernière observation peut sembler paradoxale. Il est en effet surprenant que les pays del’OCDE ne soient pas parvenus à avoir une intensité pétrolière inférieure à celle d’une économie endéveloppement comme l’Inde, alors même qu’ils sont passés à une économie de services, ont accès
à diverses sources d’énergie autres que le pétrole, disposent de capacités technologiques et mettent
parfois en œuvre des politiques expressément destinées à réduire leur dépendance vis-à-vis dupétrole. La forte baisse de l’intensité pétrolière observée dans plusieurs pays après 1990 peutcorrespondre à une réaction à l’envolée des prix du pétrole lors du deuxième choc pétrolier. Il est
toutefois frappant de ne pas observer cette réaction en Afrique subsaharienne, en Inde ou au Brésil,où l’intensité pétrolière était déjà faible. Toutefois, l’Inde ayant, plus récemment, été soupçonnée dene pas déclarer l’intégralité de ses importations de pétrole [2.7], il est difficile de déterminer si labaisse de l’intensité pétrolière observée dans ce pays depuis 2002 est bien réelle.

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52 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
Il n’en ressort pas moins qu’aucun pays de l’OCDE n’a une économie qui fonctionne sur labase d’une intensité pétrolière inférieure à celle de l’Inde. Si l’on retient l’intensité pétrolière del’Inde comme le niveau à atteindre dans un avenir proche, on peut élaborer un scénario de la
demande mondiale de pétrole sur la base de l’évolution future de l’intensité pétrolière.

1.2

OECD historicOECD scenario
Non-OECD historic
Non-OECD scenario
India historic
India scenario

1
0.8
0.6
0.4
0.2

20
28

20
25

20
22

20
19

20
16

20
13

20
10

20
07

20
04

20
01

19
98

19
95

19
92

19
89

19
86

19
83

0

19
80

Oil intensity (barrels per $1000 GDP (PPP))

Graphique 2.3. Intensité pétrolière de la zone OCDE et de la zone non-OCDE et intensité
pétrolière de l’Inde. Ces prévisions reposent sur l’hypothèse selon laquelle l’intensité
pétrolière mondiale sera égale à celle de l’Inde en 2030. Cela suppose qu’à partir de 2010,
l’intensité pétrolière diminue de 3.2 pour cent par an dans les pays membres de l’OCDE
et de 2.7 pour cent par an dans les pays non membres

Intensité pétrolière (en barils par milliers de dollars de PIB (PPA))
Tendance historique – zone OCDE
Scénario – zone OCDE
Tendance historique – zone non-OCDE
Scénario – zone non-OCDE
Tendance historique – Inde
Scénario – IndeUne comparaison de l’intensité pétrolière des pays membres et non membres de l’OCDE aveccelle de l’Inde démontre que l’économie mondiale doit, à l’évidence, diminuer son intensité
pétrolière. Cette baisse doit être de 3.2 pour cent par an pour les pays membres de l’OCDE etde 2.7 pour cent par an pour les pays non membres. On peut partir de l’hypothèse que cet objectif
peut être atteint, même si cela suppose d’utiliser de nouvelles technologies, de réaliser deséconomies, de faire évoluer les modes de vie etc.
Notre scénario repose sur une hypothèse de croissance future du PIB mondial de 3 pour cent,répartie à raison de 2 pour cent pour les pays de l’OCDE et 5 pour cent pour les pays non membres.
En retenant ces chiffres, l’équation n°1 aboutit à une demande de 101 mbpj, soit un chiffre inférieurde 14 mbpj aux prévisions de l’AIE et de 17 mbpj à celles de l’EAI. Il convient toutefois derappeler que la diminution de l’intensité énergétique représente un véritable défi pour la majoritédes pays du monde.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -53

2.3. Références[2.1]

Agence Internationale de l’Énergie, AIE, World
http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2004/weo2004.pdf

EnergyOutlook

2004,

[2.2]

Agence Internationale de l’Énergie, AIE, World
http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2000/weo2001.pdf

EnergyOutlook

2001,

[2.3]

Agence Internationale de l’Énergie, AIE, World
http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2000/weo2002.pdf

EnergyOutlook

2002,

[2.4]

Kjell Aleklett, IEA accepts Peak Oil - An analysis of Chapter 3 of the World Energy
Outlook 2004, novembre 2004,
http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/AnalysisWorldEnergyOutlook2004.pdf[2.5]

Agence Internationale de l’Énergie, AIE, World
http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2005/weo2005.pdf

Outlook

2005,

[2.6]

Agence Internationale de l’Énergie, AIE, World Energy Outlook
http://www.iea.org/Textbase/publications/free_new_Desc.asp?PUBS_ID=1929

2006,

[2.7]

Energy Administration Information, EAI, International Energy Outlook 2007, mai 2007,
http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/pdf/0484(2007).pdf

EnergyPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

54 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS

3. QUANTITÉ DE PÉTROLE DÉCOUVERTE ET DATES DE DÉCOUVERTE

La production de pétrole repose sur le développement de gisements découverts grâce à
l’exploration de structures géologiques susceptibles de contenir des hydrocarbures. L’USGS aréalisé des études détaillées pour localiser les ressources pétrolières conventionnelles dans le monde[3.1] ; il en ressort que les compagnies pétrolières ont recherché ou recherchent du pétrole danstoutes les régions identifiées, sauf dans celles situées à proximité du Pôle nord. En outre, touteréflexion sur l’avenir de la production de pétrole doit tenir compte du fait que l’industrie pétrolière
est une industrie parvenue à maturité, qui n’a pas le même avenir devant elle que des industries
moins matures.
3.1. Ressources et réserves
Un bref rappel des diverses classifications utilisées pour définir les ressources et réserves
pétrolières est nécessaire pour mieux appréhender les données relatives à la quantité de pétrole
découverte et aux dates de ces découvertes. Les ressources initiales correspondent à la quantité depétrole initialement présente dans l’écorce terrestre. Parmi les ressources initiales, celles qui ont été
découvertes sont, pour partie récupérables et pour partie non récupérables. Tout gisement a unfacteur de récupération spécifique, qui varie non seulement selon les caractéristiques géologiques duréservoir, mais aussi en fonction des techniques d’exploitation utilisées.
Les ressources découvertes récupérables, dénommées « ressources ultimes récupérables »,correspondent à la somme de la production cumulée et de ce qui sera produit à partir des réserves.
Les ressources découvertes non récupérables se répartissent en deux catégories : celles qui sontrécupérables du point de vue technique, mais pas économique et celles qui ne sont pas récupérables,
ni du point de vue technique, ni du point de vue économique. Par conséquent, la production futurede pétrole dépend des réserves actuelles, des réserves qui seront économiquement exploitables dansl’avenir et du pétrole non découvert susceptible d’être converti en réserves récupérables dans desconditions économiques satisfaisantes.
Toutefois, la quantité de pétrole qui peut réellement être extraite d’un gisement est toujours
incertaine. Du fait de cette incertitude, les réserves sont calculées sur la base d’une probabilité
d’extraction, qui correspond aux chances de récupérer une quantité donnée de pétrole d’un gisement
donné. Ainsi, une estimation des réserves suivie de la mention « P90 » signifie qu’il y a 90 pourcent de chances de récupérer une quantité de pétrole au moins égale à l’estimation.
En outre, l’industrie pétrolière subdivise les réserves comme suit :a.
b.

Réserves prouvées : il s’agit des réserves qui ont une forte probabilité d’être récupérées.
Selon toute vraisemblance, la quantité qui sera réellement récupérée sera supérieure auxréserves prouvées estimées. Les réserves prouvées sont désignées par « 1P ».
Réserves probables : il s’agit d’autres réserves récupérables, mais avec une probabilité
moins forte que les réserves prouvées. De même, selon toute vraisemblance, la quantité
qui sera réellement récupérée sera plus ou moins élevée que la somme des réserves
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -c.

55

prouvées estimées et des réserves probables estimées. Cette somme est désignée par« 2P ».
Réserves possibles : il s’agit d’autres réserves qui ont une probabilité de récupération
inférieure à celle des ressources probables. Il est peu vraisemblable que la quantité qui
sera effectivement extraite dépasse la somme des réserves prouvées, probables et possibles
estimées. Cette somme est désignée par « 3P ».

Il est difficile d’interpréter les statistiques publiées concernant les réserves annoncées, parceque certaines se limitent aux réserves 1P, d’autres aux réserves 2P et d’autres encore concernent à lafois les réserves 1P, 2P, voire 3P. [3.2]
Les statistiques concernant les réserves de l’Arabie saoudite témoignent de cette difficulté.
Pour les besoins de cet article, ce sont les données citées par Mahmoud M. Abdul Baqi etNansen G. Saleri, de Saudi Aramco, à l’occasion d’un exposé à Washington D.C., le24 février 2004, qui ont été retenues [3.3].
Le pétrole en place, à savoir la quantité totale estimée de pétrole présent dans le sol avant miseen production, serait, pour l’Arabie saoudite de 700 milliards de barils (Gb) (récemment, certains
organes de presse ont avancé le chiffre de 720 Gb). À ce jour, 105 Gb ont été produits au total, soit
15 pour cent des 700 Gb correspondant au pétrole en place. Les réserves 2P s’établiraient à 260 Gb,
soit 37 pour cent du pétrole en place. En additionnant la quantité déjà produite et la quantité enréserve, on obtient un facteur de récupération de 52 pour cent en moyenne pour l’ensemble des centgisements saoudiens.
Leif Magne Merling, de Statoil, qui a étudié les facteurs de récupération de milliers degisements pétroliers, a fait état, en 2004, d’un facteur de récupération de 29 pour cent à l’échellemondiale (susceptible d’augmenter jusqu’à 38 pour cent dans l’avenir grâce aux progrès
technologiques) [3.4]. Le chiffre annoncé pour les réserves 1P de l’Arabie saoudite était de 131 Gb,
soit 19 pour cent du pétrole en place [3.3]. En ajoutant ce chiffre à celui de la production, on obtient
un facteur de récupération de 34 pour cent, ce qui est déjà supérieur aux moyennes publiées
actuellement.
Dans les années 80, malgré l’absence de nouvelles découvertes, on avançait que les réserves
des pays de l’OPEP avaient augmenté de 300 Gb [1.1]. On peut certes voir ces chiffres commed’autres estimations des facteurs de récupération, mais la question se pose alors de savoir si ces
nouveaux facteurs, plus élevés, sont réalistes. Mieux vaut ne pas considérer cela comme acquis pourplanifier la production future de pétrole liquide pour le transport.
3.2. Gisements de pétrole
Les gisements peuvent avoir des tailles très diverses. Sur les quelque 47 500 gisements existantdans le monde, seuls 507 sont considérés comme géants. Un gisement est qualifié de géant dès lorsqu’il permettra, in fine, de produire plus de 500 millions de barils (mb). Le groupe UHDSG a réaliséune étude approfondie des gisements géants présentés dans la thèse de Fredrik Robelius [1.6]. Legroupe a collecté les données et informations et les a intégrées dans une base de données sur lesgisements géants, baptisée « Giant Field Data ». Les données regroupées dans la base sont : l’année
de découverte du gisement, l’année de mise en production, la production cumulée jusqu’en 2005 etdifférentes estimations de réserves ultimes récupérables.

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56 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
Dans cette étude, l’indicateur retenu pour mesurer la taille des gisements (qui permet de lesqualifier de géants ou non), en l’occurrence les réserves ultimes récupérables, s’est révélé très
important. Auparavant, les ressources ultimes récupérables s’obtenaient en additionnant laproduction cumulée et les réserves récupérables. Or, le concept de « réserves récupérables » est une
donnée très évolutive, ce qui a une incidence sur le volume des réserves ultimes récupérables. Pourréduire à son minimum l’incidence de cette dimension évolutive, le groupe UHDSG a retenu, pourl’étude, la somme des réserves prouvées et probables (2P).
Les nombreuses et diverses estimations effectuées ces dix dernières années évaluent lesréserves ultimes récupérables entre 1 750 et 2 050 Gb. Ces fortes disparités tiennent notamment au
fait que toutes les estimations ne tiennent pas compte des mêmes qualités de pétrole : ainsi,
certaines incluent les sables asphaltiques, tandis que d’autres ne tiennent compte que du pétrole
conventionnel. De surcroît, les estimations tiennent compte de gisements « qui seront découverts
dans un avenir proche ». Or, cette dimension de la mesure a un caractère incertain et le chiffre
correspondant est l’objet de nombreuses controverses.
Un calcul de la moyenne des estimations effectuées ces dix dernières années permet d’évaluer
les réserves ultimes récupérables à 2 250 Gb ; on obtient un chiffre similaire en additionnant lesquelque 1 000 Gb produits à ce jour et les estimations de l’IHS Energy, qui évalue à 1 200 Gb lesréserves 2P restantes [3.10]. D’après la base de données sur les gisements géants, les réserves
ultimes récupérables des 507 gisements géants seraient comprises entre 1 150 et 1 550 Gb ; end’autres termes, si l’on évalue les ressources ultimes récupérables au niveau mondial à 2 250 Gb,
celles des gisements géants en représentent environ 55 pour cent. À l’évidence, les gisements géants
ont donc jusqu’à présent joué un rôle prépondérant dans la production et la production de pétrole
continuera d’en dépendre dans l’avenir.
3.3. Découverte de pétrole brut
Estimer la quantité de pétrole susceptible d’être produite dans l’avenir suppose de connaître laquantité découverte, les dates de ces découvertes et la quantité que l’on peut espérer trouver.
Chaque année, Oil & Gas Journal [3.5], BP Statistical Review of World Energy [3.6] et World Oil[3.7] publient des statistiques sur la production et la consommation de pétrole ainsi que sur lesréserves. Les réserves calculées annuellement à partir de ces bases de données ouvertes
correspondent à la somme des réserves 1P, des réserves politiques et des réserves de sables
asphaltiques du Canada. Jean Laherrere, ancien responsable de l’exploitation au sein du groupe
pétrolier français Total, a recueilli pendant de nombreuses années des données sur les réserves et lesa présentées dans différents articles [3.8], [3.9]. Le Graphique 3.1 présente une série temporelle desréserves dites « politiques », par opposition aux réserves « techniques ». L’analyse des réserves
dites « politiques » semble indiquer qu’elles augmentent au fil du temps.

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -57

Graphique 3.1. Réserves mondiales de pétrole en milliards de barils (Giga barils, Gb)déclarées comme prouvées (1P) et prouvées + probables (2P) [3.9]Dont sables asphaltiques + 175 GB
Omission d’une probable agrégation incorrecte
Guerre des quotas de l’OPEP + 300 Gb
Réserves techniques = 2P = prouvées + probables : réserves médianes rétrodatées hors pétrole
lourd
Réserves politiques = 1P = actuellement prouvées
À l’inverse, l’analyse des réserves dites « techniques » (réserves rétrodatées 2P, hors pétrole
extra lourd) aboutit à un résultat totalement différent : elles atteignent un maximum en 1980 ou aux
alentours de cette date, et baissent ensuite de manière évidente. L’avenir de la production de pétrole
apparaît alors sous un jour nettement moins positif.
À chaque fois qu’un nouveau gisement est découvert, les estimations sont réalisées selon laclassification en réserves 1P, 2P et 3P, présentée au point 3.1. Ces premières estimations sonteffectuées au cours de l’année de découverte du gisement. Des estimations plus exactes peuvent êtreeffectuées pendant la phase de production, qui commence en principe plusieurs années plus tard.
Bien que ces calculs puissent, dans un petit nombre de cas, aboutir à réviser à la baisse la tailleannoncée du gisement, on observe en principe une augmentation des réserves, qui peut être due àdes extensions de gisement, à la révision d’estimations antérieures et à l’arrivée sur le marché denouvelles technologies, qui améliorent la récupération de pétrole. La question se pose alors de ladate à laquelle il convient de tenir compte de cette augmentation. Les bases de données sectorielles,
comme celles d’IHS Energy [3.10] reportent ces changements de taille des gisements au moment dela découverte. Ce procédé porte le nom de rétrodatation (backdating). Sur le Graphique 3.1, lespoints qui composent la courbe des réserves « techniques » sont rétrodatés : l’intégralité du pétrole
présent dans le gisement a donc été découvert la même année que le gisement lui-même, si bien que
les réserves 2P atteignent visiblement un plafond aux alentours de 1980, avant de diminuer.
Le Graphique 3.2 présente les découvertes annuelles mondiales de réserves 2P, comprenant à
la fois le pétrole et les condensats, telles qu’elles ont été annoncées en 1994 et 2005. La différence
entre 1994 et 2005 concernant les découvertes annoncées pour une année donnée tient à la
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58 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
rétrodatation de l’augmentation de la taille des gisements existants. Dans les années 60 et 70, lesméthodes utilisées pour découvrir les gisements étaient moins sophistiquées que celles appliquéesces dix dernières années. Il n’est donc pas surprenant que l’augmentation de la taille des gisements
soit plus importante pour ces deux décennies. Ces données permettent en outre de tirer unenseignement important : les gisements découverts ne seront plus jamais aussi nombreux ni aussi
grands qu’au milieu du siècle dernier.
Une autre étude sur la découverte de gisements géants (Graphique 3.3), qui sont actuellement àl’origine de plus de 50 pour cent de la production mondiale de pétrole brut, brosse un tableau plus
clair de la situation. Si l’on a découvert autant de gisements géants dans les années 90 que dans lesannées 40, ceux découverts dans les années 40 étaient quatre fois plus grands que ceux découverts
dans les années 90. Il ne fait donc aucun doute que l’industrie pétrolière a connu son âge d’or dansles années 60 et qu’il est peu probable qu’elle le connaisse de nouveau un jour.
Graphique 3.2. Découvertes annuelles mondiales de pétrole et de condensats, telles
qu’annoncées en 1994 et 2005 et production de pétrole en milliards de barils (Gb).
La différence entre 1994 et 2005 concernant les réserves annoncées correspondà la croissance des réserves

Axe des ordonnées : volume de pétrole et de condensats (Gb)
Découvertes, telles que déclarées en 2005 (y compris les condensats)
Découvertes, telles que déclarées en 1994 (y compris les condensats)
Production de pétrole
Source : d’après des données d’IHS Energy, d’ASPO et d’Oil & Gas Journal [1.6].
Si l’on ajoute les découvertes apparaissant sur le Graphique 3.2 et celles effectuées depuis ledébut du 21ème siècle, les découvertes cumulées totales sont, à ce jour, proches de 1 800 Gb. La
consommation cumulée totale atteignant 1 000 Gb, les réserves s’établissent à 800 Gb, ce qui
correspond au chiffre apparaissant sur le Graphique 3.1. Pourtant, dans un rapport de 2000, l’USGS
estimait que les découvertes s’établiraient à 3 345 Gb à l’horizon 2025 [3.1]. C’est également ce
chiffre qu’a utilisé l’AIE pour construire son scénario de référence de la production future depétrole. Or, d’après les tendances statistiques qui apparaissent sur le Graphique 3.4, il est peu
probable que les découvertes cumulées atteignent les 3 345 Gb prédits à l’horizon 2025.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -59

Graphique 3.3. Gisements géants découverts par décennie, en nombre de gisements
et en réserves ultimes récupérables.
Les données utilisées sont les estimations de réserves ultimes récupérables
les plus optimistes [1.6]Axe des ordonnées : volume découvert (en Gb) et nombre de gisements découverts
Réserves récupérables découvertes dans les gisements géants (Gb)
Nombre de gisements géants découverts
Le Graphique 3.2 montre que le taux de découverte tend à ralentir ; le taux de découverte surdix ans connaît une baisse logarithmique. Une extrapolation de cette tendance pour les 30 années à
venir aboutit à une prévision de découverte de nouveaux gisements représentant 150 Gb de réserves.
En supposant que les gisements existants connaîtront une croissance de l’ordre de 150 Gb, la valeur
cumulée totale du pétrole brut découvert devrait atteindre 2 100 Gb à l’horizon 2030. Ce chiffre est
bien loin de celui annoncé par l’USGS et utilisé par l’AIE pour élaborer son scénario.

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60 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGraphique 3.4. Découvertes mondiales cumulées de pétrole brut [1.1] et estimation de l’USGS
concernant les découvertes de pétrole brut à l’horizon 2025
Découvertes mondiales
Tous liquides sauf sables asphaltiques etc.

Axe des ordonnées : découvertes cumulées (Gb)
Estimations de l’USGS jusqu’en 2025
Probabilité basse : 4 443 Gb
Probabilité médiane : 3 345 Gb
Probabilité haute : 2 452 Gb
Lors de la sixième conférence de l’ASPO, qui s’est tenue à Cork les 16 et 17 septembre 2007,
Ray Leonard a présenté des données de la conférence organisée à Hedberg en 2006 [3.12]. Cetévénement a rassemblé des experts du secteur privé, des représentants d’entreprises publiques, desuniversitaires et des consultants, qui ont échangé leurs vues sur les réserves mondiales de pétrole etleur potentiel de croissance. Des représentants des six premières compagnies privées, desprincipales compagnies indépendantes, de l’OPEP, de grandes entreprises publiques (Aramco,
Petrobras, Petronas, Pemex), d’organismes publics et de groupes de réflexion étaient au nombre desparticipants, qui avaient tous été invités et devaient présenter une communication sur leur domainede compétence. La conférence était interdite à la presse et seuls les participants ont eu connaissancedes communications, ce qui a permis un débat plus ouvert.
Les estimations de croissance des réserves réalisées par des experts du secteur ont été
comparées à celles de l’USGS pour sept régions : Sibérie occidentale, Delta du Niger, Afrique duSud-Ouest, Nord de la région Caspienne, gisements en Mer du Brésil et Arabie saoudite.
Ray Leonard a souligné qu’il avait effectué personnellement l’estimation pour la Sibérie
occidentale, et avoir constaté que seulement 15 pour cent du chiffre de 55 Gb avancé par l’USGSétait réaliste. L’USGS parvient à un chiffre total de 368 Gb pour les sept régions explorées, maisd’après les experts du secteur pétrolier, seule une évaluation égale à 36 pour cent de ce chiffre serait
réaliste. Si cette conclusion vaut également pour le reste du monde, il y a lieu d’en déduire quel’AIE doit arrêter d’utiliser les données de l’USGS pour élaborer des scénarios de la
production future de pétrole.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -61

3.4. Découverte de pétrole lourd
Les gisements de pétrole situés dans l’Alberta, au Canada, et dans la ceinture de l’Orénoque,au Venezuela, sont généralement qualifiés de gisements de pétrole non conventionnel. Ce terme
vient de ce qu’à l’origine, il n’a pas été possible de recourir à des techniques de forage et méthodes
de production conventionnelles pour produire ce pétrole, essentiellement en raison de sa densité etde sa forte viscosité.
Toutefois, les gisements de pétrole lourd ne se rencontrent pas que dans ces deux régions etexistent partout dans le monde, par exemple dans la Kern River, en Californie, en Mer du Nordbritannique (Captain) et à Duri, en Indonésie. Reste que c’est dans la ceinture de l’Orénoque et dansl’Alberta que se trouvent les deux plus grosses accumulations de pétrole lourd connues à ce jour. En
général, on qualifie le pétrole extrait de la ceinture de l’Orénoque de pétrole lourd et le liquide
extrait des sables asphaltiques de l’Alberta de bitume.
Dans la ceinture de l’Orénoque, les réserves établies sont de 37 Gb ; toutefois, la quantité depétrole en place est en réalité nettement plus importante, de sorte qu’il existe un potentiel decroissance des réserves. Dans l’Alberta, on distingue deux catégories de réserves : celles qui
peuvent être extraites par extraction minière, qui représentent la plus petite partie (32 Gb) et cellesqui sont extraites par la technique in situ, qui constituent la plus grosse partie (142 Gb) [1.7].
3.5. Références[3.1]

USGS World Energy Assessment Team, U. S. Geological Survey World Petroleum
Assessment 2000, http://pubs.usgs.gov/dds/dds-060/[3.2]

On trouve une description détaillée des ressources et réserves dans la partie 5, intitulée« Definitions of Resources and reserves », du manuel Canadian Oil and Gas Evaluation
Handbook, www.ccpg.ca/guidelines/cogeh_section5_definitions_51-101-2667.pdf[3.3]

Mahmoud M. Abdul Baqi et Nansen G. Saleri, Fifty-Year Crude Oil Supply Scenarios:
Saudi Aramco´s Perspective, 24 février 2004, CSIS, Washington D.C.,
http://www.csis.org/media/csis/events/040224_baqiandsaleri.pdf[3.4]

Meling, Leif Magne: How and for how long it is possible to secure a sustainable growth ofoil supply (Powerpoint presentation), 7 février 2004,
http://www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?extlang=en&name=en_83
0170164.pdf[3.5]

Oil&Gas Journal, http://www.ogj.com/index.cfm[3.6]

BP Statistical Review of World Energy,
http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6848&contentId=7033471[3.7]

World Oil, http://www.worldoil.com

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62 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS[3.8]

Colin J. Campbell et Jean H. Laherrère (1998), The end of Cheap Oil, Scientific America,
mars 1998, disponible à l’adresse : http://dieoff.org/page140.htm[3.9]Jean H. Laherrère, Uncertainty of data and forecasts for fossil fuels, Universidad deCastilla-La Mancha, Ciudad Real, 24 avril 2007www.hubbertpeak.com/laherrere/Castilla200704.pdf[3.10] Page accueil de la société IHS : http://energy.ihs.com/index.htm[3.11] Référence [3.2], page 68.
[3.12] Ray Leonard, World Oil Reserves and Production: Industry view, Sixième Conférence del’ASPO, 16 septembre 2007.

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -63

4. TENDANCES HISTORIQUES DE LA CONSOMMATIONET LIMITES POUR LA CONSOMMATION FUTURE

BP Statistical Review of World Energy [4.1] est probablement la publication la plus citée en
matière de statistiques sur la consommation de pétrole (elle est disponible gratuitement sur
Internet). Elle présente des chiffres détaillés de la consommation de pétrole brut, de schistes
bitumeux, de sables asphaltiques et de LGN (liquides de gaz naturel : contenu liquide du gaz naturel
lorsqu’il est récupéré séparément). En 2005, la consommation de ces produits aurait atteint
81.1 mbpj.
L’AIE a adopté une autre pratique statistique pour les données qu’elle publie, qui consiste à
intégrer au pétrole non conventionnel les carburants liquides synthétisés par partir du charbon(procédé CTL), etc. Elle tient également compte des « gains de raffinerie », qui correspondent àl’augmentation du volume de produits qui sort des raffineries par rapport à celui qui y entre. Elle
aboutit ainsi à une consommation mondiale de 84.5 mbpj en 2005.

4.1. Prévisions de production selon le modèle de déplétion
Dans la publication intitulée « The Peak and Decline of World Oil and Gas Production », laproduction de pétrole, selon les statistiques publiées par BP, a été subdivisée en cinq catégories :pétrole ordinaire, pétrole lourd, pétrole produit en eaux profondes, pétrole polaire et liquides de gaznaturel [1.1]. Le Graphique 4.1 est une version actualisée [4.2] de celle présentée dans cettepublication.

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64 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGraphique 4.1. Production de pétrole et de liquides de gaz naturel jusqu’en 2006 [4.2]
et scénarios de production décrits dans [1.1]. Le pétrole ordinaire est subdivisé en :EU-48, Europe, Russie Moyen-Orient et autre, qui désigne le reste du mondePÉTROLE ET LIQUIDES DE GAZ NATUREL
Scénario 2006

OIL AND GAS LIQUIDS
2006 Scenario
35

Billion Barrels a year (Gb/a)

30

25

20

M.East15
Other
10
Russia50
1930Europe
US-48
1940

US-48

1950

1960

Europe1970

Russia

1980

Other

1990

M.East2000

2010

Heavy etc.

2020

Deepwater

2030

2040

Polar

NGL

2050

Axe des ordonnées : milliards de barils par an (Gb/ an)
EU-48 Europe Russie Autre Moyen-Orient Pétrole lourd etc. Eaux profondes Polaire
LGN
Sur le Graphique 4.1, le pétrole ordinaire est subdivisé en plusieurs fractions : EU-48, Europe,
Russie, Moyen-Orient et reste du monde. La production future de pétrole ordinaire a été évaluéepays par pays, et les résultats obtenus ont été additionnés pour réaliser le Graphique. Les autres
catégories ont toutes fait l’objet d’une étude séparée et les résultats obtenus ont été ajoutés auxdonnées concernant le pétrole ordinaire. L’évaluation de la production future de pétrole ordinaire
repose sur l’hypothèse selon laquelle les réserves d’un pays ne peuvent s’épuiser qu’à hauteur d’uncertain pourcentage : le taux de déplétion.
Quand on ne dispose que des données relatives à la production annuelle, l’évolution de la
production d’un pays peut s’exprimer en termes de taux de déclin, défini comme l’évolution relative
négative de la production sur l’année.
(Taux de déclin) = (production
actuelle)/(production de l’année précédente).

del’année

précédente-production

del’année

Le taux de déclin n’est toutefois pas adapté pour élaborer des scénarios de la production future,puisque son calcul ne tient pas compte des réserves.

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -65

Le taux de déplétion se distingue du taux de déclin par le fait qu’il tient compte de la quantité
de pétrole restante. Il s’obtient en rapportant la production de l’année considérée à la quantité depétrole restante.
(Taux de déplétion) = (production de l’année)/(quantité de pétrole restante au début de l’année)À l’évidence, la quantité de pétrole restante est d’autant plus faible que la quantité produite est
importante. À taux de production constant, le taux de déplétion augmente, tandis que le taux dedéclin est nul. Le taux de déplétion ne peut jamais devenir négatif.
La production des années antérieures permet de connaître l’évolution statistique de ladéplétion ; les nouvelles réserves sont ajoutées sur la base des actualisations précédentes et desestimations du pétrole qui devrait être découvert dans le pays. C’est en Mer du Nord que les taux dedéplétion sont les plus élevés et au Moyen-Orient qu’ils sont les plus faibles. L’intérêt de ce modèle
tient à ce qu’il repose sur un fait incontestable, à savoir qu’il faut découvrir le pétrole avant de leproduire.
Les prévisions actualisées apparaissant sur le Graphique 4.1 constituent une actualisation deschiffres indiqués dans le Tableau 4.1 pour le pétrole conventionnel et polaire. La production de
bitume, de pétrole lourd, de pétrole en eaux profondes et de liquides de gaz naturel n’est pas priseen compte dans ces chiffres.
Tableau 4.1. Production de pétrole conventionnel ordinaire en 2000 et 2005 et prévisions deproduction basées sur les ressources pour 2010, 2020 et 2030
La production de bitume, de pétrole lourd, de pétrole en eaux profondes et de liquides de gaz natureln’est pas prise en compte
Région2000
mbpj
Moyen-Orient, région du Golfe
18.54
Eurasie, y compris la Russie
11.27
Amérique du Nord
5.29
Amérique latine
8.43
Afrique
6.77
Europe
6.53
Asie-Pacifique
4.02
Moyen-Orient mineur
2.91
Autres producteurs mineurs
0.47
Pétrole polaire, Alaska
1.0
Production mondiale totale de pétrole 65
ordinaire
Part du Moyen-Orient, région du Golfe
28 %

2005
mbpj
19.77
15.32
4.67
7.97
7.87
5.26
3.67
2.85
0.61
0.8
69

2010
mbpj
19.86
16.07
3.72
5.99
7.33
3.56
3.19
2.28
0.53
0.6
63

2020
mbpj
20.23
11.54
2.11
3.69
5.22
1.71
2.11
1.37
0.38
0.4
49

2030
mbpj
17.80
7.99
1.21
2.31
3.67
0.83
1.38
0.85
0.28
0.3
37

29 %

31 %

41 %

49 %

4.2. Production des gisements géants
Le point 3.3, « Découverte de pétrole brut », abordait la question des gisements géants, qui, au
final, produiront individuellement 500 millions de barils (mb) de pétrole. La base de données
réalisée par l’UHDSG (Giant Oilfield Database, UHDSG-GOD [1.6]) regroupe toutes les données
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66 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
sur la production des gisements géants. Le Graphique 4.2 fait apparaître la part qu’ils représentent
dans la production.
Graphique 4.2. Production mondiale de pétrole, hors condensats et LGN, en mbpj,
contribution de 312 gisements géants et de 21 gisements produisant plus de 0.1 mbpj
pendant au moins un an et contribution des plus grands gisements [1.6]Axe des ordonnées : production journalière (mbpj)
Production mondiale
Gisements géants dans le monde
Plus grands gisements géants dans le mondeLe modèle de déplétion reposant sur des données par pays présente un inconvénient, à savoir
que les résultats obtenus en additionnant les prévisions par pays présentent la même incertitude queces prévisions individuelles. Si l’objectif premier est de réaliser une prévision à l’échelle mondiale,
il est beaucoup mieux de subdiviser la production en retenant les fractions suivantes :• Gisements de pétrole géants.
• Petits gisements de pétrole.
• Gisements de pétrole en eaux profondes.
• Développement de nouveaux gisements.
• Production de sables asphaltiques.
• Pétrole lourd – ceinture de l’Orénoque.
• Liquides de gaz naturel.
Les données utilisées pour constituer la base ouverte Giant Oilfields ne donnent pas toutes lesmêmes chiffres en ce qui concerne les ressources ultimes récupérables. Par conséquent, la meilleure
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -67

manière de les utiliser consiste à les traiter comme des limites supérieures ou inférieures. Le
Tableau 4.2 présente ces données pour les 20 plus grands gisements de pétrole du monde.
Tableau 4.2. 20 plus grands gisements de pétrole du mondeen termes de réserves ultimes récupérables [1.6]Nom dugisement

Pays

Année dedécouverte

Mise enproduction

GhawarGreater Burgan
Safaniya
Rumaila Nord et
Sud
Bolivar Coastal
Samotlor
KirkukBerri
ManifaShaybah
Zakum
Cantarell
Zuluf
AbqaiqBaghdad Est
DaqingRomashkino
Khurais
Ahwaz
Gashsaran

Arabie saouditeKoweïtArabie saoudite
Irak

1948
1938
1951
1953

1951
1945
1957
1955

Ressources
ultimesrécupérables(Gb)
66-150
32-75
21-55
19-30

Venezuela
RussieIrak
Arabie saoudite
Arabie saoudite
Arabie saoudite
Abou Dabi
Mexique
Arabie saoudite
Arabie saoudite
Irak
Chine
RussieArabie saoudite
Iran
Iran

1917
1961
1927
1964
1957
1968
1964
1976
1965
1941
1979
1959
1948
1957
1958
1928

1917
1964
1934
1967
1964
1968
1967
1979
1973
1946
1989
1962
1949
1963
1959
1939

14-30
28
15-25
10-25
11-23
7-22
17-21
11-20
11-20
13-19
11-19
13-18
17
13-19
13-15
12-14

Une compagnie pétrolière qui dispose d’informations détaillées sur les gisements est en mesured’effectuer des prévisions sophistiquées concernant la production future de pétrole. Fin 2005, lacompagnie pétrolière publique mexicaine Pemex a réalisé, en interne, une prévision concernant laproduction du gisement géant Cantarell. L’entreprise a présenté deux scénarios : le « plus
favorable » et le « moins favorable ». Le gisement Cantarell, qui est le deuxième du monde en
termes de production, produisait 2 mbpj en décembre 2005. Le scénario « du meilleur »pronostiquait une production de 1.9 mbpj au cours de l’année suivante, alors que le scénario « dupire » annonçait 1.6 mbpj. Ces deux scénarios reposaient sur diverses estimations des ressources
ultimes récupérables. La production réelle s’est finalement établie à 1.5 mbpj [4.3].
Le groupe UHDSG a mis au point un modèle pour prédire la production future des gisements
géants [1.6]. Un modèle général a été appliqué, ainsi que divers résultats dépendant des limitessupérieures et inférieures indiquées pour les ressources ultimes récupérables (l’autre paramètre
important est le taux de déclin des gisements géants). Les données issues des scénarios réalisés pourPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

68 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
le gisement de Cantarell plaident en faveur d’une telle approche. Diverses conditions de production
future seront simulées et l’écart entre les différents résultats aura valeur d’estimation de l’erreur.
La production d’un gisement géant évolue selon un schéma très spécifique. La production
passée comporte la période de mise en production, suivie d’une première phase plateau, qui dépend
des capacités de production installées. Il y a ensuite une autre phase plateau, suivie d’une baisse dela production. La somme de la production issue de ces trois phases devrait permettre de connaître laquantité de ressources ultimes récupérables utilisée. L’analyse de 20 gisements géants aboutit à destaux de déclins compris entre 6 et 16 pour cent ; trois taux différents (6, 10 et 16 pour cent) ont été
utilisés pour élaborer différents scénarios.
Les résultats de cette analyse ont permis d’aboutir à quatre scénarios possibles différents : « dupire » et le « plus favorable », qui représentent les limites, et les scénarios les plus réalistes,
dénommés « scénario standard bas » et « scénario standard haut ». Ces quatre scénarios sontprésentés sur le Graphique 4.3.
Graphique 4.3. Production future des gisements de pétrole géants, en mbpj [1.6]Axe des ordonnées : production journalière (mbpj)
Gisements géants – scénario le plus optimiste
Gisements géants – scénario standard haut
Gisements géants – scénario standard bas
Gisements géants – scénario le plus pessimiste
La plupart des gisements géants ayant été découverts entre 1940 et 1980 (c'est-à-dire enl’espace de quatre décennies), la production de la majorité d’entre eux va diminuer dans un délai
relativement court et les taux de déclin élevés des gisements géants vont marquer le début de la finde la production.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -69

4.3. Production des petits gisements
La production totale provenant des petits gisements existants est en baisse. À titre d’exemple,
dans sa publication « A report on energy trends, greenhouse gas emission and alternative Energy »,ExxonMobile estime que cette baisse est comprise entre 4 et 6 pour cent [4.4]. Les gisements géants
ayant en principe un taux de déclin plus élevé, un taux de déclin de seulement 3 pour cent a étéretenu pour la baisse de la production provenant des petits gisements.
4.4. Production des gisements de pétrole en eaux profondes
La mise au point de technologies pour l’exploration et la production en mer est à marquerd’une pierre blanche dans l’histoire du progrès technologique. Les 94 premiers projets de forage en
mer ont été mis en œuvre à 11 mètres de profondeur à Summerland, Californie, en 1897.
Aujourd’hui, une profondeur de l’ordre de 1 000 mètres est courante.
Jusqu’à présent, l’exploration en eaux profondes (plus de 500 mètres de profondeur) concerne
essentiellement trois régions, qui recèlent la majorité des ressources découvertes : la partie du Golfe
du Mexique qui appartient aux États-Unis, le Brésil et l’Afrique de l’Ouest. Le Graphique 4.4 fait
apparaître les découvertes annuelles en eaux profondes et montre que ce type d’exploration a connu
un véritable essor au milieu des années 80, notamment grâce aux avancées de l’imagerie en
réflexion sismique, qui a permis de réduire le risque géologique associé à l’exploration en eauxprofondes. Les données relatives aux gisements en eaux profondes ont été regroupées dans une basede données [1.6], qui a ensuite été utilisée pour établir des prévisions concernant la production
attendue de ces gisements (voir Graphique 4.5).

Graphique 4.4. Découvertes annuelles en eaux profondes, en milliards de barils par an [1.6]Axe des ordonnées : découvertes annuelles (Gb)
Reste de l’AfriqueAsie-PacifiquePartie du Golfe du Mexique appartenant aux États-Unis
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Nigéria
AngolaBrésil70 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
Le pic des découvertes, à la fin des années 90, apparaît sur le Graphique sous forme d’un pic
de production, à 8.8 mbpj aux alentours de 2012. Même s’il est possible que de nouvelles
découvertes viennent atténuer la baisse de la production, on ne peut pas espérer que cette production
compense la baisse de celle des gisements existants.

Graphique 4.5. Prévisions de production en eaux profondes, en mbpj [1.6]Axe des ordonnées : production journalière (Gb)
Reste de l’AfriqueAsie-PacifiquePartie du Golfe du Mexique appartenant aux États-UnisNigéria
AngolaBrésil
4.5. Production provenant du développement de nouveaux gisements
Le développement de nouveaux gisements pétroliers est déterminant pour la production futurede pétrole. Ces gisements contribueront à combler l’écart entre la production des anciens gisements,
en voie d’épuisement et la demande, en augmentation. La prévision concernant la production qui
proviendra du développement de nouveaux gisements tient compte de tous les développements
d’envergure, mais pas des projets de développement en eaux profondes (Graphique [1.6]). Notre
base de données couvre plus de 80 gisements qui ont été mis en service en 2005 ou ne le seront pas
avant 2013. Elle intègre également certaines extensions de gisements non géants, dont la mise enservice est antérieure à 2005 (pour plus de précisions, voir référence 1.6, Annexe B).

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -71

Graphique 4.6. Prévisions concernant la production liée au développement
de nouveaux gisements, en mbpj

Axe des ordonnées : production journalière (mbpj)
Gisements en service en 2010
Gisements en service en 2009
Gisements en service en 2008
Gisements en service en 2007
Gisements en service en 2006
Gisements en service en 2005
4.6. Production provenant des sables asphaltiques canadiens
La totalité de la base de ressources en sables asphaltiques se trouve dans la province del’Alberta, dans le Sud-Ouest du Canada. Le groupe UHDSG a élaboré un scénario de pland’urgence pour l’industrie canadienne des sables asphaltiques (« Crash Program Scenario for the
Canadian Oil Sand Industry ») [1.5]. Les sables asphaltiques sont en principe concentrés dans desroches poreuses et sont composés à 80 pour cent de sable, de silt et d’argile. La ressource réellement
extraite des sables asphaltiques est le bitume, qui est lui-même retraité pour produire un pétrole brut
synthétique (PBS) adapté aux raffineries traditionnelles.
Deux grands procédés sont utilisés pour extraire le bitume des sables asphaltiques : l’extraction
à ciel ouvert et la récupération thermique in situ. L’extraction à ciel ouvert suppose d’enlever lesroches de recouvrement pour atteindre les sables asphaltiques. 20 pour cent des réserves environ,soit 35.2 Gb, sont suffisamment proches de la surface pour être extraites selon ce procédé.

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72 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGraphique 4.7. Production de pétrole, par extraction à ciel ouvert et récupération in situ,
provenant des sables asphaltiques canadiens, en millions de barils [1.5]7000

Milliers de barils par jour

6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2006 2010 2014 2018 2022 2026 2030 2034 2038 2042 2046 2050
Année
Total Mining, Crash Program

Total In Situ, Crash Program

Total de l’extraction à ciel ouvert, plan d’urgence
Total de la récupération in situ, plan d’urgence

Lorsque les roches de recouvrement sont trop épaisses pour une extraction à ciel ouvert, onutilise la récupération in situ, en recourant à divers procédés de récupération thermique déjà décrits
dans nos travaux. L’un des principaux obstacles au développement de la production in situ est
qu’elle nécessite du gaz naturel. Selon la règle qu’applique l’industrie pétrolière, il faut 1 000 m3 degaz naturel pour produire un baril de bitume. En outre, il faut en également quelque 400 m3 pourtransformer un baril de bitume en un baril de pétrole brut synthétique [1.5]. Au total, 1 400 m3 degaz naturel sont donc nécessaires pour obtenir un baril de pétrole brut synthétique à partir debitume. Il reste actuellement 142.2 Gb de réserves in situ établies. Le Graphique 4.7 fait apparaître
la production dans les deux scénarios et montre que la production maximale, en 2030, s’établira à
5 mbpj ; toutefois, cette production élevée nécessite de l’énergie nucléaire pour produire de lavapeur.

4.7. Production de pétrole lourd dans la ceinture de l’Orénoque au Venezuela
La quantité de pétrole en place dans la ceinture de l’Orénoque, riche en pétrole lourd, est de
1 360 Gb ; le facteur de récupération étant, d’après les dernières estimations, proche de 20 pourcent, les réserves s’établissent à 236 Gb. La mise au point de techniques de forage horizontal etl’amélioration du rapport coût-efficacité du forage et du pompage permettent désormais derécupérer le pétrole lourd sans avoir à recourir à de coûteux procédés thermiques. Il n’en reste pas

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -73

moins que malgré ces avancées technologiques, les méthodes thermiques continuent, dans une
certaine mesure, d’être utilisées.
Graphique 4.8. Production provenant de la ceinture de l’Orénoque, en mbpj, en termes detendance historique et de prévisions jusqu’à 2030. À noter que seuls les gisements Hamaca,
Cerro Negro, Petrozueta et Sincor sont effectivement en production [1.6]Axe des ordonnées : production journalière (mbpj)
Nouveau bloc 1 (spéculation)
Production supplémentaire des nouveaux blocs 1 + 2 (PVDSA)
Nouveau bloc 1 (PVDSA)°
Le profil de production de la ceinture de l’Orénoque est une montée en cadence jusqu’à unplateau, puis un maintien de ce plateau pendant longtemps. Pour les quatre principaux projets de larégion, l’objectif est de conserver un niveau de production de 0.6 mbpj pendant 35 ans. C’est ce
niveau qui a été utilisé comme référence pour estimer la production future de la ceinture del’Orénoque (Graphique 4.8). À partir de 2009, un nouveau bloc permettra de produire 0.12 mbpj deplus ; en 2010 un autre nouveau bloc et l’augmentation de la production du premier nouveau bloc se
traduira par une hausse de la production de 0.35 mbpj. En conséquence, la production totale seraitde 1.2 mbpj en 2012, en tenant compte d’une production supposée d’Orimulsion de 0.10 mbpj [1.6].
Toutefois, la base de ressources étant importante, on suppose qu’une extension supplémentaire,
mise en service en 2015, finira par produire 1 mbpj à l’horizon 2020. Cette extension continuant deproduire, la production totale atteindrait 2.4 mbpj à l’horizon 2025.

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74 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
4.8. Profil de production final et conclusions
L’étude sur les gisements géants visait à analyser le rôle prépondérant de ces gisements dans la
production. Par conséquent, nous n’avons pas effectué d’analyse précise de la fraction « liquide degaz naturel » et sommes partis de l’hypothèse d’une production constante par rapport au niveau
actuel. Sur le Graphique 4.9, nous avons fait apparaître les différents types de liquides dans le« scénario standard haut ».
Graphique 4.9. Production mondiale de liquides, par type de liquide,
en mbpj dans le « scénario standard haut » [1.6]Axe des ordonnées : production journalière (mbpj)
LGN – supposée de 10 mbpj
Ceinture de l’Orénoque, Venezuela
Sables asphaltiques, Canada
Développement de nouveaux gisements
Eaux profondes
Autres : taux de déclin : 3 pour centGisements géants – scénario standard haut
Ce scénario admet une croissance de la production pendant plusieurs années consécutives à untaux supérieur au taux de 1.4 pour cent utilisé par l’AIE pour établir sa prévision de demande ; or, iln’est pas possible d’imaginer que la production atteindra 115 mbpj à l’horizon 2030. Dans ce
scénario, le pic pétrolier sera atteint aux alentours de 2012.
Si l’on corrige les scénarios en retenant une croissance de croissance de la demande de
1.4 pour cent, le pic de la production de pétrole sera atteint en 2018 au plus tard, et on est alors dansle scénario le plus optimiste (Graphique 4.10).
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -75

Nous pensons toutefois qu’il est peu probable que le « scénario standard haut » se réalise,
parce qu’il suppose que les 10 gisements géants figurant dans le Tableau 4.3 soient mis en
production à brève échéance. Or, sept d’entre eux se trouvent en Irak et tout investissement dans ces
gisements suppose que ce pays parvienne à une stabilité politique et économique.
Graphique 4.10. Production mondiale de liquides en mbpj, dans tous les scénarios,
avec correction du scénario le plus optimiste pour tenir compted’une croissance de la demande de 1.4

Axe des ordonnées : production journalière (mbpj)
Scénario le plus optimiste
Scénario standard haut
Scénario standard bas
Scénario le plus optimiste – suivi de la demande
Scénario le plus pessimiste
Demande faible
Demande élevée

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76 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
Tableau 9.3. Principales extensions de gisements, en milliers de barils par jour (kbpj) pris encompte dans le scénario le plus optimiste.
On suppose que la production du gisement augmente progressivement
Gisement

Pays

NiveaumaximumTengizNorthern fields
MajnoonWest Qurnah
HalfayahKazakhstanKoweït
Irak
Irak
Irak

825
900
1000
550
250

Année dupic
(kbpj)
2012
2013
2018
2015
2014

Nahr-Umr

Irak

500

2017

Nasiryah

Irak

300

2016

Zakum Upper
RatawiAbou Dabi
Irak

700
200

2013
2013

Tuba

Irak

180

2015

Observations

Gros retard dans le projet
Extension progressive
Redéveloppement de gisements
anciens
Redéveloppement de gisements
anciens
Redéveloppement de gisements
anciens
Pression basse, porosité faible
Redéveloppement de gisements
anciens
Redéveloppement de gisements
anciens

4.9. Conclusions en termes de production
La production future de pétrole a été analysée en utilisant deux modèles : le « modèle dedéplétion » et le « modèle des gisements géants ». Quel que soit le modèle utilisé, le pic deproduction se situe aux alentours de 2012. D’après le scénario standard haut du modèle desgisements géants, la production vient d’atteindre un plateau, restera constante pendant 5 à 7 ans,avant de connaître une baisse régulière.
Autre enseignement intéressant : les deux modèles prédisent une production comprise entre 50
et 60 mbpj en 2030. L’étude sur les gisements géants explique ce résultat par le fait que lesgisements géants s’épuisent déjà rapidement et qu’ils sont actuellement à l’origine de plus de
50 pour cent de la production. Par conséquent, la production ne permettra pas de répondre à lademande de 101 mbpj que nous prévoyons en 2030 (voir point 2.2).
4.10.

Références[4.1]

The BP Statistical Review of World Energy, www.bp.com[4.2]

Colin Campbell, ASPO Newsletter 81,
http://www.aspo-ireland.org/contentFiles/newsletterPDFs/newsletter81_200709.pdf[4.3]

David Luhnow, DYING GIANT - Mexico Tries to Save A Big, Fading Oil Field, WallStreet Journal, 5 avril 2007, page A1.

[4.4]

ExxonMobil, A report on energy trends, greenhouse gas emission and alternative Energy,
février 2004.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -77

5. SCÉNARIOS D’IMPORTATION ET D’EXPORTATION

Il a toujours été difficile de convaincre les responsables politiques, les économistes etc., que lepic pétrolier n’est pas seulement une théorie, mais aussi une réalité. La description du pic pétrolier
suppose le recours à des méthodes théoriques, tels que le « modèle de déplétion » et le « modèle desgisements géants » évoqués dans cette étude. Il est plus facile de convaincre de sa réalité enl’abordant sous l’angle des importations et des exportations. Jusqu’à présent, l’idée selon laquelle« pour importer du pétrole, il faut que quelqu’un d’autre veuille en exporter » fait l’unanimité.
Le « moment du pic pétrolier » arrive et le pic pétrolier devient une réalité.

5.1. Pays importateurs et exportateurs
Les statistiques annuelles sur la production et la consommation de pétrole, publiées dans la BP
Statistical Review [5.1] permettent d’identifier les importateurs nets et les exportateurs nets.
En 2005, 48 millions de barils de pétrole par jour ont été exportés ; 29 pour cent du pétrole brutéchangé dans le monde a été exporté à destination des États-Unis ; le Japon et la Chine se sontrespectivement classés aux deuxième et troisième rangs des pays importateurs (respectivement
destinataires de 11 pour cent et 7 pour cent des exportations mondiales).

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78 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGraphique 5.1. Importations nettes de pétrole brut des vingt premiers pays importateurs [1.4]Importations de pétroleAxe des ordonnées : millions de barils par jour (mbpj)
États-Unis, Japon, Chine, Allemagne, Corée du Sud, France, Inde, Italie, Espagne, Pays-Bas,
Taiwan, Singapour, Belgique et Luxembourg, Thaïlande, Turquie, Afrique du Sud, Pologne,
Grèce, Pakistan, Australie.
À l’évidence, les pays qui ont besoin d’importer du pétrole doivent trouver des pays prêts à enexporter. À ce jour, ils y sont toujours parvenus, sauf dans les années 70 et 80, les flux de pétrole
provenant du Moyen-Orient ayant été restreints. En principe, le pétrole importé dans un pays
provient de sources diverses. L’analyse de l’ensemble des exportations démontre que l’Arabie
saoudite est le premier pays exportateur, avec 9 mbpj ; la Russie arrive en deuxième position, avec
6.8 mbpj, suivie par la Norvège, avec 2.8 mbpj. Les exportations en provenance de la Norvège, pays
membre de l’OCDE, sont désormais en baisse.
Ces 30 dernières années, le PIB mondial a augmenté de 3 pour cent par an en moyenne, tandis
que la consommation de pétrole a connu une hausse moyenne de 1.6 pour cent par an [5.2]. Dans les
pays en développement, la corrélation entre le PIB et la consommation de pétrole est supérieure à lamoyenne. Le Graphique 5.2 fait apparaître cette corrélation pour la Chine, l’Inde et l’Afriquesubsaharienne de 1980 à 2004. En Afrique subsaharienne, l’absence d’augmentation de laconsommation de pétrole par habitant va de pair avec une absence de croissance du PIB par
habitant [1.7].

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -79

Graphique 5.2. Évolution du PIB (PPA) et de la consommation de pétrole par habitant en
Chine, Inde et Afrique subsaharienne de 1980 à 2004

Axe des ordonnées, gauche : consommation de pétrole par habitant (barils par an)
Axe des ordonnées, droite : PIB (PPA) par habitant
Consommation de pétrole de la Chine
Consommation de pétrole de l’Inde
Consommation de pétrole de l’Afrique subsaharienne
Consommation de pétrole par habitant de la Chine
Consommation de pétrole par habitant de l’Inde
Consommation de pétrole par habitant de l’Afrique subsaharienne
Dans l’édition 2006 du World Energy Outlook, l’AIE table sur une augmentation de laconsommation de pétrole de 1.4 pour cent par an au cours des 25 prochaines années, ce qui suppose
que la production atteigne 115 mbpj à l’horizon 2030 [2.6]. Quant à l’EIA, elle table, pour la mêmeannée, sur une production de 118 mbpj [2.7]. La production s’établissant actuellement à 85 mbpj,
pour que les prévisions de ces deux organismes se confirment, il faudrait que la production
mondiale connaisse une hausse de 30 mbpj par an [1.4].
Selon l’EIA, la consommation des États-Unis devrait enregistrer une hausse de 6.2 mbpj
(30 pour cent) d’ici 2030. La production devant, selon les prévisions, rester constante, la totalité deces hausses devra être satisfaite par des importations, ce qui suppose que les importations passent de
13.8 mbpj (chiffres 2005) à 20.0 mbpj, soit une augmentation de 45 pour cent.
La Chine consomme actuellement 7.4 mbpj et a importé 3.8 mbpj en 2006. Ces cinq dernières
années, la consommation a augmenté de 9 pour cent par an en moyenne. La production de la Chines’établit actuellement à 3.7 mbpj et devrait diminuer jusqu’en 2030. En ce qui concerne la hausse
future de la consommation, une hausse de 9 pour cent aboutirait à une consommation de 54 mbpj,
ce qui est deux fois plus élevé que la consommation des États-Unis et ne paraît pas réaliste. En
revanche, une hausse de 5 pour cent placerait la Chine au même niveau que les États-Unis etsupposerait d’importer environ 20 mbpj.

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80 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
Les autres pays importateurs importent 31 mbpj ; une hausse de la consommation de seulement
1 pour cent par an nécessiterait d’importer 10 mbpj de plus, portant le besoin total d’importations à
80 mbpj environ, soit une augmentation de l’ordre de 30 mbpj. Reste à savoir si les pays
exportateurs sont en mesure de répondre à cette demande.
L’Arabie saoudite est le premier exportateur de pétrole du monde et personne ne nie que cetteprimauté va être remise en cause. Tout débat sur la production de pétrole de l’Arabie saoudite dansl’avenir est en principe du ressort du Ministre du Pétrole. Il y a toutefois eu une exception : lapublication, en février 2004, par Mahmoud M. Abdul Baqi et Nansen G. Saleri de données de lacompagnie pétrolière publique Saudi Aramco [5.3]. Les scénarios de production présentés sontbaptisés « Capacité maximale soutenable » (Maximum Sustainable Capacity, MSC). Un scénario
propose de maintenir jusqu’en 2042 la MCS actuelle, actuellement de 10 mbpj. Un autre augmente
la MCS à 12 mbpj et la maintient à ce niveau jusqu’en 2033. Ces scénarios reposent sur l’hypothèse
que l’Arabie saoudite dispose de 260 Gb de réserves, ce qui est un chiffre fort discutable, comme on
l’a souligné au point 2.2.
Graphique 5.3. Exportations nettes de pétrole brut des 20 premiers pays exportateurs [1.4]Exportations de pétroleAxe des ordonnées : millions de barils par jour (mbpj).
Arabie saoudite, Fédération de Russie, Norvège, Nigéria, Venezuela, Iran, Émirats arabes
unis, Koweït, Irak, Mexique, Algérie, Libye, Angola, Kazakhstan, Qatar, Canada, Oman,
Syrie, Yémen, Viet Nam.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -81

Graphique 5.4. Le scénario de la « capacité maximale soutenable » de Saudi Aramco [7.4]Axe des ordonnées : taux de production de pétrole (millions de barils par jour)
MSC = taux de production en 2016
Remplacement des réserves : 35 milliards de barils (34 pour cent des réserves probables +possibles)
Réserves : 260 milliards de barils
Taux de production : basé sur les perspectives du marché jusqu’en 2016
Lorsqu’on réalise des projections concernant les exportations, il faut tenir compte de lacroissance de la population saoudienne, puisqu’elle implique qu’une plus grande partie du pétrole
produit dans le pays sera affectée à la consommation nationale. Actuellement, la consommations’établit à 2.0 mbpj et a, en moyenne, progressé de 5 pour cent par an ces 25 dernières années. Il
sera très difficile à l’Arabie saoudite de réduire cette consommation ; or, une hausse de 5 pour centpar an au cours des années à venir portera la consommation à 4 mbpj. Les augmentations deproduction prévues et annoncées seront donc consommées sur le territoire national, de sorte qu’iln’est pas possible de tabler sur une hausse des exportations saoudiennes.
Début juin 2006, le Ministère russe de l’Économie a annoncé que la Russie atteindrait une
production maximale, de 9.85 mbpj, en 2009. Si l’on admet que ce chiffre correspond au plateau etsi l’on connaît les réserves ultimes récupérables, on peut prévoir la quantité de pétrole que
produiront dans l’avenir les gisements russes. On pourrait également recourir à une autre méthode, àsavoir partir de l’hypothèse que la Russie peut augmenter sa production de 2 mbpj, comme l’Arabie
saoudite prétend pouvoir le faire.
Il existe différentes hypothèses concernant les futures réserves ultimes récupérables de laRussie, les chiffres avancés étant de l’ordre de 70, 120 ou 170 Gb. BP table actuellement sur 79 Gb.
Des projections de la capacité d’exportation future de la Russie ont été effectuées, sur la base d’une
hausse modeste de la consommation intérieure et de taux de déplétion compris dans des limites
acceptables (Graphique 5.5.). Le chiffre de 70 Gb semble trop pessimiste et celui de 170 Gb trop
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82 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
optimiste. Le chiffre probable le plus optimiste est donc 120 Gb. Ce chiffre aboutit à desexportations comprises entre 2 et 3 mbpj en 2030, selon la consommation nationale de laRussie [1.9].
Graphique 5.5. Scénario médian pour les exportations, résultant d’une comparaison entre lescénario de référence et le scénario de politiques alternatives pour la Russie et reposant sur
des hypothèses de 70, 120 et 170 Gb concernant les réserves restantes [1.7]
Scénario médian concernant les exportations – comparaison du scénario de référence et duscénario de politiques alternatives

Axe des ordonnées : exportations (mbpj)
Axe des abscisses : année
170 – scénario des politiques alternatives
170 – scénario de référence
120 – scénario des politiques alternatives
120 – scénario de référence
70 – scénario des politiques alternatives
70 – scénario de référence
La Norvège, qui est actuellement le troisième exportateur du monde, avance qu’en 2030, sa
production maximum sera de 500 000 barils par jour (bpj), et que sa production minimum pourraitêtre de 200 000 bpj. Les exportations, de l’ordre de 2.8 mbpj en 2005, baisseront donc de plus de
2 mbpj d’ici 2030.
Le Mexique est un autre pays exportateur qui va voir sa capacité d’exportation diminuer
fortement, si de nouveaux gisements ne sont pas découverts, et si des capacités de production
supplémentaires ne sont pas développées. Nul n’ignore que la production de Cantarell est en chutelibre.

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -83

Graphique X. Scénarios de la consommation totale de pétrole au regard des prévisions deproduction de l’Afrique subsaharienne.

Axe des ordonnées (gauche) : millions de barils par jour
EIA : 9.2 mbpj
AIE : 7.5 mbpj
Scénario de référence : 4.8 mbpj
Scénario bas : 3.5 mbpj
AIE : prévision concernant la consommation de pétrole : 1.9 mbpj
Exportations nettes : - 7 mbpj
Tendance historique de la production de pétrole
Prévision de production de pétrole – scénario haut
Prévision de production de pétrole – scénario bas
Tendance historique de la consommation de pétrole
Scénario de référence
Scénario bas
Il ressort clairement de l’étude approfondie dont a fait l’objet l’Afrique subsaharienne [1.7]que toute hausse du PIB suppose une augmentation proportionnelle de la consommation de pétrole.
Le pétrole nécessaire est certes produit dans la région, mais cette dernière en est privée par les pays
de l’OCDE et la Chine. Il est vrai que la production de l’Angola et du Nigéria va augmenter de
3 mbpj au cours des cinq années à venir, mais, en 2030, elle aura retrouvé son niveau actuel [1.7].
L’AIE table sur une augmentation des exportations en provenance de la région de 1 mbpj àl’horizon 2030, mais en réalité, on peut s’attendre à une baisse. Si l’on retient la prévision de l’AIE
concernant la consommation de pétrole de la région, cette baisse sera de 2 mbpj.
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84 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS
Si, pour ne pas obscurcir un peu plus un horizon déjà sombre, on table sur une stabilité desvolumes exportés par les autres pays du Moyen-Orient, ce qui est une hypothèse très optimiste, et
sur une hausse des exportations en provenance de la région caspienne de 2 mbpj, on aboutit à unebaisse du volume des exportations à l’horizon 2030. Quiconque prétend le contraire est invité àdémontrer en quoi cette analyse est fausse.

5.2. Références[5.1]

BP Statistical Review of World Energy (www.bp.com).

[5.2]

Agence Internationale de l’Énergie (AIE), World
http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2004/weo2004.pdf[5.3]

Mahmoud M. Abdul Baqi et Nansen G. Saleri, Fifty-Year Crude Oil Supply Scenarios:
Saudi Aramco´s Perspective, 24 février 2004, CSIS, Washington D.C.,
http://www.csis.org/media/csis/events/040224_baqiandsaleri.pdf

EnergyOutlook

2004,

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -85

6. PRODUCTION DE CARBURANTS LIQUIDES POUR LE TRANSPORTAU MOYEN DES PROCÉDÉS CTL ET GTL

Les carburants liquides synthétisés à partir de charbon (CTL) et de gaz (GTL) sont descarburants fabriqués à partir de charbon, de gaz naturel et de biomasse au moyen du procédé deFischer-Tropsch. Les carburants obtenus sont notamment le naphta, le carburant diesel et divers
produits d’alimentation. Le carburant diesel obtenu selon ce procédé peut être utilisé dans lesmoteurs et infrastructures diesel existants, pur ou mélangé avec le diesel actuellement disponible
sur le marché. Certaines études d’atténuation [6.1] s’intéressent à ces carburants en tant que moyenéventuel de réduction de la dépendance vis-à-vis des carburants à base de pétrole. Reste à savoirs’ils sont réellement en mesure de remplir cette fonction.

6.1. Production de carburants liquides à partir de charbon (CTL)
Les États-Unis et la Chine importent déjà plus de 50 pour cent du pétrole dont ils ont besoin, ce
qui a fait naître un débat sur la possibilité d’utiliser les réserves de charbon pour produire descarburants liquides. Le procédé Fischer-Tropsch a été mis au point en Allemagne durant la
Deuxième Guerre Mondiale et utilisé en Afrique du Sud sous l’Apartheid, pendant l’embargo surles importations de pétrole imposé au pays dans le cadre des sanctions internationales. D’un pointde vue économique, ce procédé s’est révélé beaucoup plus coûteux que l’extraction de pétrole dusous-sol et n’a été utilisé que pour garantir l’approvisionnement en carburants liquides pendant unétat d’urgence. Le fait que cette méthode suscite un regain d’intérêt est peut-être un signe que lemonde se prépare à être en état d’urgence.
La Coal-to-Liquids Coalition (CTLC), aux États-Unis, utilise l’argument de la sécuritéénergétique pour plaider en faveur de la poursuite de la production CTL [6.2] : « L’objectif deproduire par la technologie CTL au moins 300 000 de barils par jour de carburant haute qualité àl’horizon 2015 est réaliste. Cette quantité représente l’équivalent du carburant de transportconsommé quotidiennement par l’Armée américaine pour des opérations intérieures ».
En Chine, la sécurité pétrolière est également une question d’actualité. Lors de la sixième
conférence de l’ASPO, le Professeur Pang (de la China Petroleum University de Pékin) a souligné
qu’en matière de sécurité pétrolière, la Chine avait pour objectif de parvenir à un ratio
d’autosuffisance (production nationale/consommation) de plus de 50 pour cent [6.3]. Le procédé
CTL fait partie des moyens prévus pour atteindre cet objectif.

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86 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGraphique 6.1. Prévision de production de charbon de la Chine. Le pic de production
est encore plus imminent si les réserves sont rétrodatées jusqu’en 1992,
date de la dernière actualisation effective [1.10]
Prévision de production de charbon de la Chine

Production annuelle (en millions de tonnes)
Anthracite + bitumeux Sous-bitumeux Lignite

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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -87

Graphique 6.2. Prévision de production de charbon, effectuée sur la base des données de l’EIA
relatives aux réserves récupérables et adaptée à la production historique.
La poursuite de l’augmentation rapide de production de charbon dans le Wyoming atteint unsommet en 2030 avant de connaître une baisse, atténuée par la production de charbon
sous-bitumeux dans le Montana. L’absence de réserves disponibles exclut toute possibilitéd’augmentation substantielle de la production de charbon sous-bitumeux. Il ne sera pas
davantage possible d’atteindre les chiffres prévus par l’EIA pour 2030 [1.10]
Prévision de production de charbon des États-Unis

Millions de tonnes courtes par an
Anthracite + bitumeux Sous-bitumeux

LigniteLe groupe UHDSG a, en coopération avec d’autres chercheurs, réalisé une prévision reposant
sur les ressources de la future production mondiale de charbon [1.10], et a constaté que la Chine etles États-Unis seront confrontés à un « pic de la production de charbon » avant 2050
(Graphiques 6.1 et 6.2), et qu’il y aura davantage de concurrence entre l’utilisation du charbon pourproduire de l’électricité et son utilisation pour produire des carburants liquides.
Tableau 6.1. Cinq premiers pays producteurs de charbon en 2006 [1.10]
Pays
Chine
États-Unis
Inde
Australie
RussieAfrique du Sud

Production (Mt)
2 380
1 054
447
374
309
240

Part mondiale
38.4 %
17.0 %
7.2 %
6.0 %
4.9 %
3.8 %

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88 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSEn Afrique du Sud, la filière CTL occupe une place importante, le pays couvrant environ
30 pour cent de ses besoins en carburants grâce au procédé Fischer-Tropsch. Les carburants sontsynthétisés sur le site de Sasol à Secunda, qui a une capacité de production de 150 000 barils parjour. Comme le montre le Graphique 6.3, la fabrication de carburants liquides mobilise une part
importante du charbon produit par le pays ; en outre, il ressort du Tableau 6.1 que la filière CTL
consomme 0.9 pour cent du charbon mondial.
Graphique 6.3. Répartition, par type d’utilisation, de la consommation de charbon
en Afrique du Sud [1.10]
Consommation de charbon en Afrique du Sud

Électricité
Carburants synthétiques
Métallurgie
Industrie
Usages domestiques
Industrie minière
D’après les chiffres avancés, les gisements de pétrole existants devraient voir leur production
diminuer de 4 à 6 pour cent. Dans l’absolu, cela implique que d’ici un an, il faudra que de nouvelles
capacités, susceptibles de produire 4 mbpj, soient mises en service pour compenser cette baisse.
Sachant qu’une usine CTL moderne peut produire 0.2 mbpj, il faudrait 20 usines pour produirel’équivalent de cette baisse annuelle de 4 mbpj. Les chiffres de l’Afrique du Sud montrent que ledéveloppement de la filière CTL nécessite une quantité de charbon équivalente à 60 pour cent de la
production chinoise, ou supérieure de 60 pour cent à la production des États-Unis, ou encore égale à
25 pour cent de la production mondiale. Il est possible que les nouvelles installations soient plus
efficientes mais, même si l’efficience de la production augmente de 50 pour cent, la production
CTL mobilisera une proportion substantielle de la production mondiale de charbon.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -89

En d’autres termes, investir massivement dans la filière CTL ne réglera pas le problème de labaisse mondiale de la production de pétrole. Peut-être cela suffira-t-il à fournir les 300 000 de barils
par jour dont l’Armée américaine aura besoin dans l’avenir.
6.2. Production de carburants liquides à partir de gaz naturel (GTL)
Pour que le procédé GTL permette de synthétiser des carburants liquides compétitifs par
rapport au carburant diesel sur le marché, il faut disposer d’importantes quantités de gaz naturel àbas coût. Un carburant liquide synthétisé à partir du gaz naturel transporté par gazoducs ne serait
pas compétitif, du fait qu’il est plus intéressant d’affecter ce gaz naturel à d’autres usages, tant en
Europe qu’aux États-Unis.
Le gaz naturel est plus coûteux que le pétrole à transporter par bateau. Par conséquent, on
réfléchit à la possibilité de transformer en liquide le gaz naturel éloigné des marchés pour letransporter dans de meilleures conditions en termes de rapport coût-efficacité. Depuis la fin desannées 90, les grandes compagnies pétrolières, notamment ARCO, BP, Conoco Phillips,
ExxonMobil, Statoil, Sasol, Sasol Chevron, Shell et Texaco annoncent qu’elles projettent deconstruire des usines GTL pour produire des carburants liquides. Toutefois, seul un petit nombre deces projets risquent de parvenir au stade de la production. Ce sont donc des millions de barils qui neseront jamais produits entre 2008 et 2030.
6.3. Références[6.1]

Hirsch, R.L., Bezdek, R., Wendling, R., Peaking of World Oil Production: Impacts,
Mitigation, & Risk Management. DOE NETL. février 2005,
http://www.pppl.gov/polImage.cfm?doc_Id=44&size_code=Doc[6.2]

Page d’accueil de la Coal-to-Liquids
http://www.futurecoalfuels.org/security.asp[6.3]

Pang Xiongqi, Feng Lianyong, Zhao Lin, Tang Xu, Li Junchen, Meng Qingyang, China
University of Petroleum, Pékin, sixième conférence de l’ASPO, http://www.aspoireland.org/index.cfm?page=aspo6

Coalition(CTLC)PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

aux

États-Unis,

90 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS

7. STRATÉGIES POSSIBLES DES PAYS IMPORTATEURSET EXPORTATEURS DE PÉTROLEÀ la date de rédaction de cet article, le prix du baril de pétrole avait franchi la barre des
80 USD et était resté à ce niveau pendant un certain temps. Lorsque l’ASPO a été créée, en 2001, la
plupart des autorités compétentes en matière pétrolière étaient persuadées que le baril de pétrole nedépasserait jamais 30 USD (Tableau 7.1). À cette époque, les idées que j’ai développées au sujet dupic pétrolier dans différents organes de presse suédois ont été considérées comme insensées,puisque « les prévisions réelles, émanant d’autorités officielles et de membres du secteur privé, nerévèlent aucun signe de hausse » [6.1]. À cette époque, on considérait qu’un prix de 80 USD le barilen 2010 constituerait un indicateur du pic pétrolier. Aujourd’hui, d’importants acteurs du secteurénergétique nient encore la réalité du pic pétrolier, alors qu’ils peuvent aujourd’hui constater que lesprix du pétrole se maintiennent à un niveau élevé.
Tableau 7.1. Prévisions effectuées début 2001 par des autorités officielles et des analystes demarché concernant le prix du pétrole (en dollars par baril)

Agence Internationale de l’Énergie, AIE
Ministère de l’Énergie des États-Unis,
EIA
Commission Européenne
Ministère de l’Énergie du Canada
Standard & Poor
Deutsche Bank

2010
20
21
20
21
17
18

2020
27
22
24
21
20
18

Pour analyser les stratégies d’importation, il faut commencer par s’intéresser aux États-Unis.
Les États-Unis consomment 20.6 mbpj de pétrole et ont un ratio d’autosuffisance de 33 pour cent.
Concrètement, cela signifie qu’au moins un superpétrolier doit accoster toutes les quatre heures
dans un port des États-Unis. Tout ralentissement de cette cadence représente un danger pourl’économie américaine. Le rôle crucial que jouent les importations en provenance du Moyen-Orienta inévitablement conduit à la mise en œuvre d’une politique qui suppose une présence militaire delongue durée dans la région. Cette position est accréditée par les propos que tient l’ancien président
de la Réserve fédérale américaine, Alan Greenspan, dans ses mémoires, lorsqu’il explique être« attristé qu’il soit politiquement inopportun de reconnaître ce que chacun sait : le principal enjeu dela guerre en Irak est le pétrole ». Il est également remarquable que le Président Bush ait déclaré à lapopulation américaine que les bases militaires installées en Irak devront y rester un certain temps.
De surcroît, l’UHDSG a constaté que même dans le scénario le plus optimiste, il faudrait que septgisements géants irakiens soient mis en service rapidement [1.7].
Quant au Japon et à la Corée du Sud, leur sécurité d’approvisionnement n’est pas assurée et ils
doivent s’en remettre à une présence militaire au Moyen-Orient.
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PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS -91

En Europe, le pic de la production de pétrole a été dépassé, en 1999 pour le Royaume-Uni eten 2001 pour la Norvège. En 2006, le taux de déclin était de 7.6 pour cent. Dans l’avenir, l’Europe
sera de plus en plus dépendante des importations en provenance de la région du Moyen-Orient et del’Afrique du Nord (MENA).
De toute évidence, du fait de sa croissance, l’économie chinoise exige davantage de pétrole ;compte tenu de la corrélation actuelle entre le PIB et la consommation de pétrole, on peut s’attendre
à une hausse de la consommation d’environ 10 pour cent par an dans les années à venir.
Depuis 2000, la production intérieure a augmenté de 0.4 mbpj, tandis que la consommation a
progressé de 2.7 mbpj. La Chine a un ratio d’autosuffisance de 50 pour cent. Une augmentation dela consommation de 10 pour cent par an représente 0.7 mbpj et, le pic pétrolier s’annonçant, laChine ne pourra se procurer ce pétrole qu’en augmentant ses importations dans la même mesure, ce
qui représente une progression des importations de pétrole de 20 pour cent.
Graphique 7.1. Projections de la production de pétrole en Chine [7.3]

Dans le cadre des stratégies qui visent à atténuer les conséquences du pic pétrolier, la Chine
s’est fixé pour objectif de maintenir son ratio d’autosuffisance à son niveau actuel, de 50 pour cent.
Pour augmenter sa production de pétrole, elle entend : a) améliorer son ratio réservesprobables/réserves totales ; b) améliorer la récupération de pétrole ; et c) développer des ressourcesà l’étranger.
La China National Petroleum Corporation (CNPC) gère actuellement 65 projets dans 25 pays,
dans le monde entier [7.3], avec l’objectif officiel de réserver la production correspondante à laconsommation chinoise.
Le 28 septembre 2004, le prix du pétrole a dépassé 50 USD le baril. Ce jour là, il se trouve que
je visitais le gisement géant Bab, à Abou Dabi. Deux jours plus tôt, j’avais assisté à la conférence
intitulée « The Gulf Oil and Gas Sector: Potential and Constraints », au cours de laquelle il avaitété question des appels lancés au Moyen-Orient par Guy Caruso et l’EIA au début de cette année-là[7.4]. Un scénario de référence exigeait une augmentation de la production, pour la faire passer de28.2 mbpj à 64.8 mbpj, soit une hausse de 130 pour cent (voir Graphique 7.2.).
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92 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGraphique 7.2. Capacité de production en 2001 et production exigée par l’EIA,
en millions de barils par jour

Arabie Saoudite
Iran
Irak
Émirats arabes unisKoweïtQatar
En millions de barils par jour
Au cours des débats, des experts dotés d’une solide expérience du secteur pétrolier se sontlevés un par un pour déclarer qu’il ne fallait pas augmenter la production de pétrole et que, selon
eux, le temps était venu de penser aux générations futures. Ils ont affirmé que le Moyen-Orient avait
besoin d’une production maximale soutenable, s’exprimant dans les mêmes termes que Saudi
Aramco.
Lorsque j’ai évoqué une éventuelle augmentation de la production de Bab, le directeur dugisement, Abdulla M. Al-Malood, a répondu qu’il lui semblait préférable de maintenir un niveau de« production soutenable » pour la région et les gisements actuellement en service. Toute hausse dela production risque d’entraîner une sollicitation excessive du gisement et une augmentation del’eau de production, à savoir le pourcentage d’eau produite avec le pétrole. Il a également souligné
que de nouvelles régions devraient mettre des gisements en production et que des champs plus
petits, liés à la production du gisement actuel, allaient être mis en service. Il est possible que
plusieurs autres gisements puissent être mis en production, mais il serait certainement préférable deles garder pour les générations futures.
L’Arabie saoudite ayant besoin de davantage de produit final pour sa consommation intérieure,on peut s’attendre à ce que de nouvelles capacités soient installées dans le pays. Dans l’avenir, on
peut également penser que les pays du Moyen-Orient vont opérer un changement de cap, etréorienter leur politique d’exportation de manière à exporter moins de pétrole brut et plus deproduits pétroliers. La région n’étant pas en mesure de produire suffisamment de produits
alimentaires pour nourrir la population, d’autres types d’emplois sont nécessaires pour créer lerevenu nécessaire.

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Il est également probable que la Russie va compenser la future baisse de ses exportations depétrole brut en augmentant les exportations de produits pétroliers potentiellement plus lucratifs.
Le Venezuela est certes un petit pays exportateur, mais est porteur d’un message politiquefort ; ses exportations sont nécessaires à l’Amérique du Sud. Les pays de l’Afrique subsaharienne
ont également un grand besoin de pétrole, mais on ne peut guère attendre le même message
politique des pays d’Afrique de l’Ouest que du Venezuela.
Globalement, on peut conclure que, le pic pétrolier s’annonçant, les pays exportateurs vont,
dans l’avenir, réexaminer leur politique d’exportation pétrolière. Les réserves effectives devant êtrepréservées pour les générations futures, il est fort probable que les produits exportés ne soient plus
les mêmes.

7.1. Références[7.1]

Marian Radetzki, Fyndigheter expanderar under resans gang; Brännpunkt, Svenska
Dagbladet, 6 mars 2001.

[7.2]

Graham Paterson, Alan Greenspan claims Iraq war was really for oil, The Sunday Times,
16 septembre 2007, http://www.timesonline.co.uk/tol/news/world/article2461214.ece[7.3]

XiongqiPang, China Syndrome, http://www.aspo-ireland.org/index.cfm/page/aspo6[7.4]

Mahmoud M. Abdul Baqi et Nansen G. Saleri, Fifty-Year Crude Oil Supply Scenarios:
Saudi Aramco´s Perspective, 24 février 2004, CSIS, Washington D.C.,
http://www.csis.org/media/csis/events/040224_baqiandsaleri.pdf

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8. PRISE DE CONSCIENCE DU PIC PÉTROLIERKing Hubbert a été le premier à prendre conscience de ce que la production de pétrole d’une
région donnée pouvait atteindre un plafond. En mars 1956, il a présenté son célèbre article, intitulé« Nuclear Energy and Fossil Fuels », rédigé pour l’American Petroleum Institute [8.1]. Poureffectuer ses prévisions, il a utilisé deux chiffres différents concernant les réserves ultimes
récupérables des États-Unis (désormais : EU-48), en l’occurrence 150 Gb et 200 Gb. On saitaujourd’hui que le chiffre de 200 Gb est celui qui se rapproche le plus des statistiques actuelles, quiétablissent les réserves ultimes récupérables à 220 Gb. Dans le scénario haut, le pic était atteinten 1973. Ce qui est le plus remarquable dans la prévision de Hubbert, c’est que 44 ans avant lechangement de millénaire, il avait prédit, en se basant sur le scénario haut, que la production serait
de 4.1 mbpj et que la production réelle s’est établie à 4.2 mbpj.
Dans les scénarios prévus pour les EU-48, le volume des réserves ultimes récupérables est une
donnée essentielle pour calculer la future production de pétrole. Du fait que les découvertes depétrole ont atteint leur maximum dans les années 60 et que l’industrie pétrolière l’a dissimulé en ne
rétrodatant pas cette donnée, toutes les estimations effectuées avant 1990 concernant la production
future de pétrole sont, à l’évidence, non fiables. Par conséquent, des déclarations telles que « lesprévisions étaient fausses au début du 20ème siècle et, par conséquent, seront fausses au début du21ème siècle » n’ont aucune validité scientifique.
La toute première conférence sur la déplétion pétrolière s’est tenue à Uppsala en 2002. C’est
dans son sillage que l’expression « pic pétrolier » s’est diffusée dans le monde. En Suède, le débat
sur le pic pétrolier s’est alors ouvert et, en 2004, la Royal Swedish Academy of Sciences (quidécerne les prix Nobel de physique et de chimie) a décidé de nommer un Comité de l’énergie, dontla première mission a été d’analyser l’avenir de la production de pétrole. En octobre 2005, ce
Comité a rédigé une déclaration (voir annexe 1), qui, associée aux activités d’ASPO en Suède, aconduit le Premier ministre Göran Persson à créer une Commission pour l’indépendance
pétrolière [8.2].
On peut notamment lire, dans le rapport de la Commission :« La diminution de l’accès au pétrole conventionnel, associée à la responsabilité qui nous
incombe conjointement de mettre un terme au réchauffement climatique, permettra d’apprécier si lacommunauté mondiale est prête à opter pour des systèmes énergétiques plus viables à long terme.
Fondamentalement, c’est de la volonté de faire preuve de solidarité vis-à-vis des générations
actuelles et futures dont il s’agit.
La Suède accepte de relever ce défi.
Dans ce rapport, nous proposons une série de mesures concrètes et d’envergure pour mettrefin à notre dépendance vis-à-vis du pétrole d’ici 2020 et pour réduire sensiblement notre
consommation de produits pétroliers. Nous nous sommes fixés des objectifs ambitieux, qui sont lessuivants :PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

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réduire de 40 à 50 pour cent la consommation de pétrole pour le transport routier à travers
à une utilisation plus efficiente du carburant et le recours à de nouveaux carburants ;en principe, ne pas utiliser de fuel pour le chauffage des bâtiments résidentiels etcommerciaux ;réduire de 25 à 40 pour cent la consommation de pétrole dans l’industrie.

L’industrie pétrolière et diverses autorités basent souvent leurs décisions en matièred’évolution de la production de pétrole sur les prévisions de la société Cambridge Energy Research
Associates (CERA). En juin 2006, le CERA a publié une prévision que nous avons critiquée dansun entretien publié par Oil & Gas Journal [8.3]. Peter M. Jackson, du CERA, a réagi à ces critiques
dans un article publié dans le numéro de février 2007 de la revue Journal of Petroleum Technology(JPT). Dans son article, il évoque la « théorie du pic pétrolier » et conclut que « le lobby du pic
pétrolier » – un groupe de professionnels prévoyant que la production mondiale de pétrole
conventionnel atteindra un plafond en l’espace d’une décennie – « laisse la peur prendre le pas surl’analyse ».
Dans ma réponse, [1.8] je concluais : « d’après le Graphique 1 de l’article que Peter Jackson apublié dans le JPT, la production de pétrole conventionnel s’établira à environ 74 mbpj en 2006
puis augmentera pour atteindre un maximum de 96 mbpj en 2030, avant de connaître une phase
plateau jusqu’en 2045 et de diminuer jusqu’à 68 mbpj en 2070. Au total, on aboutirait à une
production de pétrole de 2 050 millions de barils, soit un volume près de deux fois supérieur aux
réserves actuelles de pétrole conventionnel d’après l’évaluation du CERA. J’espère que le CERA
acceptera maintenant de publier, comme nous le faisons, une analyse détaillée de ses projections. »Le fait que le Secrétaire américain à l’Énergie ait demandé au NPC de réaliser une étude surles ressources de gaz naturel et de pétrole [1.12] et qu’il ait spécifiquement mentionné le pic
pétrolier (voir point 1.3) est encourageant. Cependant, le rapport élaboré en réponse à sa demande
est extrêmement décevant. Il est inconcevable que le NPC n’ait pu répondre à M. Bodman
concernant le pic pétrolier alors que plus de « 1 000 acteurs du secteur de l’énergie ont participé àl’étude ». Ce rapport montre tout simplement, en 422 pages, comment procéder pour nier la réalitédu pic pétrolier.
Lors de la sixième conférence de l’ASPO, qui s’est tenue les 16 et 17 septembre 2007 à Cork,en Irlande, le Dr. James Schlesinger, qui a été le premier Secrétaire américain à l’énergie, a été
invité comme orateur principal. Selon lui, le pic pétrolier n’est plus une interrogation, mais une dure
réalité. Son discours, intitulé « les partisans du pic pétrolier ont gagné la bataille » a été un moment
fort de la conférence. Toutefois, je suis prêt à reconnaître que nous devons nous montrer
magnanimes dans la victoire. Aujourd’hui, tous les niveaux de la société doivent s’atteler à laquestion du pic pétrolier ; nous devons travailler ensemble.
Nous sommes allés jusqu’à un niveau élevé de « l’échelle du pétrole » et nous devrons en
redescendre d’une manière ou d’une autre. Il est peut-être trop tard pour que cette descente se fasse
progressivement, mais peut-être ne l’est-il pas pour fabriquer un matelas susceptible d’amortir lachute.

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96 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURS

8.1. Références[8.1]

M. King Hubbert, Publication n° 95, Shell Development Company, Exploration and
Production
Research
Division,
Houston,Texas,
juin
1956,
http://www.oilcrisis.org/hubbert/1956/1956.pdf[8.2]

The Swedish Oil Commission, rapport du 21 juin 2006, « Making Sweden an OIL-FREE
Society », (http://www.sweden.gov.se/sb/d/574/a/67096 )[8.3]

Paula Dittrick, CERA study disputes peak-oil capacity growth arguments, Oil & Gas
Journal vol. 104, numéro du 31 août 2006.

9. REMERCIEMENTS

Certaines des données citées dans ce rapport n’auraient pas pu être présentées sans le travail
exceptionnel de mes étudiants : Mikael Höök, Kristofer Jakobsson, Aram Mäkivierikko, Fredrik
Robelius et Bengt Söderbergh. Je les remercie tous pour le travail accompli.
Enfin, je tiens à remercier Simon Snowden (University of Liverpool Management School,
Royaume-Uni), qui a relu cet article et m’a fait part de ses impressions.

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ANNEXE 1 :DÉCLARATIONS – 14 OCTOBRE 2005
Déclarations sur le pétrole
Par le Comité de l’énergie de la Royal Swedish Academy of Sciences

INTRODUCTION

La Royal Swedish Academy of Sciences est une organisation non gouvernementale
indépendante, qui dispose d’une expertise dans la quasi-totalité des disciplines scientifiques ainsiqu’en matière économique, sociale et en sciences humaines. Elle a récemment institué un comité
chargé de se pencher sur les grandes questions qui se posent aujourd’hui en matière d’énergie et qui
exigent une attention absolue et impartiale. Ce Comité de l’énergie, qui se place à la fois d’un pointde vue national et d’un point de vue mondial, réalisera une synthèse des connaissances scientifiques
sur la consommation et l’approvisionnement énergétiques, ainsi que sur les conséquences attendues
pour la société au cours des 50 années à venir. Les questions de viabilité à long terme etd’environnement sont des enjeux essentiels pour tout futur système énergétique. Le recours à dessources d’énergie facilement accessibles, peu coûteuses et respectueuses de l’environnement est à labase de la croissance et de la prospérité économiques.
Le Comité de l’énergie a sélectionné un certain nombre de sujets à étudier de manière
relativement approfondie. L’un d’eux est le pétrole et les carburants à base de carbone. Le Comité adonc organisé, en coopération avec le Comité de l’énergie et de l’environnement de la Royal
Academy of Engineering Sciences, un séminaire intitulé « Running out of oil – scientificperspectives on fossil fuels » dans les locaux de la Royal Swedish Academy of Sciences, le 26 mai
2005. Avant le séminaire, le Comité de l’énergie s’est entretenu avec les participants. Des
informations complémentaires sur cette manifestation sont disponibles sur le site de la Royal
Swedish Academy of Sciences, à l’adresse www.kva.se. Le Comité a également eu des entretiens
avec les orateurs qui sont intervenus à un séminaire organisé le 23 mai 2005 par l’Universitéd’Uppsala en coopération avec la Graduate School of Instrumentation and Measurements (AIM),sur le thème des réserves pétrolières mondiales. Les membres du Comité eux-mêmes ont participé
au séminaire d’Uppsala. Certains des points essentiels évoqués au cours des entretiens et desséminaires sont développés ci-après. À noter que l’on ne se place pas ici d’un point de vue
strictement scientifique, puisque des facteurs sociaux, politiques et techniques importants méritentégalement d’être pris en compte.

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98 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSGÉNÉRALITÉSIl est très probable que le monde aborde maintenant une période difficile en termesd’approvisionnement énergétique, en raison du caractère limité des ressources et des problèmes quel’on rencontre désormais pour produire le pétrole conventionnel (facile d’accès). Près de 40 pour centde l’énergie mondiale est fournie par le pétrole et plus de 50 pour cent du pétrole est utilisé dans lesecteur du transport. La hausse de la demande de pétrole des économies émergentes, comme la Chineet l’Inde, va vraisemblablement renforcer le besoin de trouver des solutions nouvelles. De surcroît, il
importe que les pays plus pauvres aient accès au pétrole à un prix raisonnable pour pouvoir atteindreleurs objectifs de développement. Cette situation représente une contrainte supplémentaire pour deséconomies responsables, parvenues à maturité. Pour des raisons qui tiennent au système fiscal, unmême pourcentage de hausse du prix du pétrole brut est plus problématique pour les pays endéveloppement que pour la Suède et les autres pays européens (dans ces pays, la part que représente leprix pétrole – 25 pour cent – dans celui de l’essence est relativement faible par rapport à celle quereprésentent les taxes). Les pays qui seront le plus touchés par une hausse des prix du pétrole seront
donc les pays en développement.
La Chine et l’Inde, ainsi que plusieurs pays d’Asie du Sud-Est et d’Amérique latine connaissent
actuellement un fort développement économique. La poursuite de la hausse des prix du pétrole va
hypothéquer leurs chances en matière de croissance. De nombreux pays, par exemple en Afrique,risquent même de ne pas être en mesure de connaître un développement économique s’ils n’ont pas
accès à un pétrole bon marché. La Chine et l’Inde étant en passe de devenir les moteurs de l’économie
mondiale, la forte hausse du prix du pétrole à laquelle on assiste aujourd’hui pourrait entraîner une
récession mondiale grave, comparable à celle qui a suivi l’augmentation des prix du pétrole en 197374 et 1981. Les économies européennes pourraient être durement touchées.
Actuellement, le monde est extrêmement dépendant, pour son approvisionnement en pétrole, duMoyen-Orient, qui détient quelque 60 pour cent des réserves mondiales. L’Arabie Saoudite, qui
possèderait environ 20 pour cent des réserves mondiales de pétrole conventionnel et une grande partie
des capacités disponibles dans le monde, joue un rôle déterminant. Certains analystes font état deproblèmes techniques inhérents aux gisements saoudiens, mais ce point de vue ne fait pas l’unanimité.
On ne sait pas avec certitude dans quelles proportions le Moyen-Orient peut augmenter sa productionde pétrole au cours des années à venir, ni dans quelle mesure ces pays auraient réellement intérêt à
produire beaucoup plus. Il ne fait aucun doute que, même au Moyen-Orient, le pétrole conventionnel
est une ressource limitée ; or, les pays du Moyen-Orient en dépendent presque entièrement. Toutefois,
il est également certain qu’ils connaissent de profonds changements internes et régionaux, qui
pourraient avoir des conséquences négatives sur le système mondial d’approvisionnement en pétrole.
Des mesures doivent impérativement être prises dans les années à venir pour atténuer ces
conséquences et garantir la continuité de l’approvisionnement en carburants liquides, en particulier
pour le secteur du transport. À long terme, il est indispensable de trouver des solutions entièrement
nouvelles. Par conséquent, il impératif de développer rapidement la R&D dans le secteur de l’énergie.

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ASPECTS ESSENTIELS

1. Pénurie de pétrole
La demande mondiale de pétrole connaît actuellement une hausse proche de 2 pour cent par an etla consommation s’établit à 84 mbpj (1 baril = 159 litres) ou 30 milliards de barils par an. Il devientdifficile de trouver des ressources supplémentaires pour augmenter le taux de production, la plupart
des gisements les plus grands étant parvenus à maturité. La production est en baisse dans 54 des 65
principaux pays producteurs déjà, et le taux de découverte de nouvelles réserves est inférieur d’un tiers
au taux de consommation actuel.
2. Réserves de pétrole conventionnel
Au cours des 10 à 15 ans qui viennent de s’écouler, les deux tiers de l’augmentation des réservesde pétrole conventionnel correspondaient à une révision à la hausse des estimations de récupération depétrole à partir de gisements existants et un tiers seulement à la découverte de nouveaux gisements. On
est ainsi parvenu à l’équilibre entre croissance des réserves et production. Cette situation ne peut pas
continuer. 50 pour cent du pétrole produit actuellement provient de gisements géants. Or, très peu degisements de ce type ont été découverts récemment. Les géologues pétroliers ont des opinions trèsdivergentes sur la quantité de pétrole conventionnel restant à découvrir ; reste que l’on s’attend à ceque les nouveaux réservoirs soient essentiellement découverts en eaux relativement profondes, au
niveau des limites externes des plates-formes continentales, ou dans l’Arctique, qui constitue un
milieu hostile et sensible, où les coûts de production seront beaucoup plus élevés et les délais plus
longs qu’aujourd’hui. Dans une estimation prudente, l’USGS évalue les réserves découvertes et lesréserves récupérables non découvertes à 1 200 milliards de barils ; ce chiffre inclut 300 milliards debarils se trouvant dans des bassins sédimentaires non explorés à ce jour.
3. Le rôle primordial du Moyen-Orient
Le Moyen-Orient et peut-être les pays de l’ancienne Union soviétique sont les seules régions où
existe un potentiel d’augmenter de manière significative les taux de production pour compenser leurbaisse dans d’autres pays. L’Arabie saoudite occupe une place déterminante, puisqu’elle fournit 9.5
mbpj (soit 11 pour cent du taux de production mondial actuel). Ses réserves prouvées sont de 130
milliards de barils et sa base de réserves contiendrait 130 milliards de barils de plus. L’Irak aégalement des réserves non exploitées considérables.
4. Pétrole non conventionnel
En plus du pétrole conventionnel, il existe de très importantes ressources d’hydrocarbures –entrant dans la catégorie du pétrole dit non conventionnel –, telles que le gaz (environ 1 000 milliards
de barils d’équivalent pétrole, dont une grande partie pourrait être transformée en carburants liquides),le pétrole lourd et les sables asphaltiques (environ 800 milliards de barils) et les schistes bitumeux(environ 2 700 milliards de barils) ; le charbon, qui permet de produire des carburants liquides, et les
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hydrates de méthane offrent un potentiel supplémentaire. Pendant une période transitoire, le gaz,souvent présent près des gisements pétroliers, contribuera à combler le déficit futur en pétrole
conventionnel. À l’exception du gaz, le pétrole non conventionnel coûte cher à produire (environ 20 à
40 USD le baril) et l’exploitation pose d’importants problèmes en termes d’environnement. Toutefois,
avec un baril de pétrole à 40 USD, chiffre désormais communément considéré comme le prixd’équilibre à long terme, le coût que représente le développement de pétrole non conventionnel pose
moins de problèmes (voir point 7 ci-après). Actuellement, un million de barils de pétrole par jour est
produit à partir des sables asphaltiques canadiens et 0.6 millions de barils à partir du pétrole lourdvénézuélien. Selon les autorités canadiennes, à l’horizon 2025, le taux de production journalierpourrait atteindre 3 mbpj. Le pétrole non conventionnel ne pose donc plus tant un problème de prixqu’un problème de durée de production ; il soulève également d’autres difficultés, non liées au prix :par exemple ses effets sur l’environnement et le fait que sa production nécessite du gaz naturel et del’eau.
5. Mesures immédiates concernant l’offre
Il est indispensable, pour éviter les flambées des prix qui seront source d’instabilité pourl’économie mondiale au cours des quelques décennies à venir, d’imposer des mesures contraignantes
pour améliorer la recherche et la récupération de pétrole conventionnel ainsi que le taux de productionde pétrole non conventionnel. On peut espérer une amélioration de la récupération de pétrole deschamps existants. Toutefois, les réserves estimées de pétrole conventionnel se trouvent essentiellement
dans des bassins sédimentaires non explorés ou dans des milieux difficiles d’accès. Une partie
substantielle de ces réserves n’a pas encore été trouvée ! Il faudra du temps (plusieurs décennies) pourque le pétrole non conventionnel contribue réellement de manière significative à la couverture desbesoins. Il est indispensable que des fonds publics soient alloués aux activités de recherche à longterme liées au pétrole, car la recherche ne devrait pas être l’apanage des compagnies pétrolières.
6. Carburants liquides et nouveau système de transport
L’approvisionnement en pétrole pose un grave problème pour la couverture des besoins en
carburants liquides, mais un problème moins grave en ce qui concerne l’approvisionnementénergétique en général. 57 pour cent du pétrole mondial est consommé par le secteur du transport. En
l’absence de rationnement par les pouvoirs publics, il n’y aura jamais de pénurie de pétrole, mais
seulement une augmentation des prix. Par conséquent, il est indispensable de mettre au point desprogrammes d’envergure pour développer des substituts au pétrole dans le secteur des transports. Tant
que ces mesures n’auront pas été mises en œuvre (ce qui se fera peut-être d’ici 10 à 20 ans), lademande de pétrole continuera de croître pour couvrir les besoins d’un secteur des transports qui
connaît une expansion dans le monde entier ; d’autres consommateurs de pétrole vont souffrirégalement, notamment les producteurs d’électricité.
7. Considérations économiques
Les prix élevés du pétrole observés actuellement sont liés à des restrictions de la production
mondiale, du raffinage et des capacités de transport. En outre, les prix sont également influencés par lamenace d’attaques terroristes visant les ressources pétrolières, le système de transport etl’infrastructure. À long terme, le prix du pétrole brut sera déterminé par celui des substituts. D’aprèscertaines estimations, il pourrait être possible de produire du pétrole à partir des sables asphaltiques à
20-25 dollars le baril, alors que le coût de production d’un baril de pétrole saoudien s’établit
actuellement à 5 USD. Le charbon pourrait permettre de synthétiser des carburants liquides pendant
des années ; les estimations de coût sont très divergentes, mais généralement supérieures à 30 USD.
Certains facteurs sont difficiles à évaluer ; il s’agit notamment des exigences environnementales à
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respecter, du niveau de la fiscalité et des marges bénéficiaires. Il est toutefois permis de penser que leprix du pétrole va rester élevé, tant que la pression exercée par les économies asiatiques en expansion
perdurera.
8. Préoccupations environnementales
Le pétrole non conventionnel va considérablement allonger la durée de l’ère des hydrocarbures, àsupposer que l’on puisse éviter qu’il ait des effets négatifs sur l’environnement. Il sera nécessaired’imposer des conditions similaires à celles appliquées aux autres combustibles fossiles (contrôle desémissions et séquestration du CO2 par exemple), ce qui représentera un défi majeur pour l’industrie
pétrolière. Les effets de la combustion des combustibles fossiles sur l’environnement en général et sur
l’atmosphère et le climat en particulier ne sont pas examinés ici. Il convient toutefois de souligner que
ces considérations environnementales ne font que corroborer les conclusions présentées ci-après.
9. Renforcement de la R&D et initiatives internationales
Pour éviter que des problèmes économiques, sociaux et environnementaux graves ne surviennent àl’échelle planétaire, il est indispensable d’adopter une approche mondiale, reposant sur la coopérationinternationale la plus large possible. Des initiatives ont déjà été prises dans se sens et il est essentiel deles encourager et de les développer, étant entendu que les pays avancés sur le plan technique ont unrôle particulier à jouer à cet égard. Il faut investir beaucoup plus dans la R&D en matière de sourcesd’énergie non fossiles de substitution et d’utilisation efficiente et durable de l’énergie, en particulier del’électricité. La mise au point d’un système énergétique durable au-delà de l’ère des carburants fossiles
passe par une analyse complète de secteur de l’énergie en tant que système, reposant sur des échelles
temporelles réalistes. Le Comité de l’énergie a l’intention, au cours des deux années à venir, d’étudierd’autres sources d’énergie et d’évaluer leur impact relatif sur l’environnement et le climat.

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102 - PICS PÉTROLIERS ET ÉVOLUTION DES STRATÉGIES DES PAYS IMPORTATEURS ET EXPORTATEURSMembres du Comité de l’énergie de la Royal Swedish Academy of Sciences :Sven Kullander, Professeur émérite, Université d’Uppsala
Gia Destouni, Professeur, Université de Stockholm
Harry Frank, Professeur, Université de Mälardalens
Karl Fredga, Professor émérite, Université d’Uppsala
Bertil Fredholm, Professeur, Karolinska Institutet
David Gee, Professeur émérite., Université d’Uppsala
Karl Grandin, Ph.D., Centre d’histoire de la science
Peter Jagers, Professeur, Chalmers Institute of Technology
Bengt Kasemo, Professeur, Chalmers Institute of Technology
Rickard Lundin, Professeur, Swedish Institute of Space Physics
Karl-Göran Mäler, Professeur émérite., The Beijer International Institute of Ecological Economics
Kerstin Niblaeus, Directeur général, Conseil de l’Union européenne
Bengt Nordén, Professeur, Chalmers Institute of Technology
Personnes référentes :Malin Lindgren, agent chargé de l’information, +46 8 673 95 22, +46 709 88 60 04, malin@kva.se
Eva Krutmeijer, Directeur exécutif, +46 8 673 95 95, + 46 709 84 66 38, evak@kva.se
The Royal Swedish Academy of Sciences
Box 50005, SE-104 05 Stockholm, Suède
Téléphone : +46 8 673 95 00, Fax: +46 8 15 56 70
Courriel : info@kva.se, Website: www.kva.se

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -APPENDICEPRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE,LE GAZ ET LE CHARBON ET LIMITES EN MATIÈRE D’ÉMISSIONSDE DIOXYDE DE CARBONE

Kjell ALEKLETT
Uppsala Hydrocarbon Depletion Study Group
Université d’Uppsala
UPPSALASUỀDEPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

103

PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -105

SOMMAIRE

RÉSUMÉ ...... ..........................................................................................................................107
1.

INTRODUCTION ...........................................................................................................107

2.

SCÉNARIOS D’ÉMISSIONS DU GIEC ................................... ………………………109

3.

MODÉLISATION CLIMATIQUE DU GIEC ....................... …………………………109

4.

LA PRODUCTION FUTURE DE PÉTROLE, DE GAZ ET DE CHARBON ET
LES SCÉNARIOS D’ÉMISSIONS DU GIEC ............................................................... 112

5.

CONCLUSIONS ............................................................................................................. 121

6.

RÉFÉRENCES................................................................................................................ 123

7.

REMERCIEMENTS ....................................................................................................... 124

ANNEXE................................................................................................................................ 125

Uppsala, octobre 2007

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -107

RÉSUMÉ

L’augmentation du dioxyde de carbone (CO2) dans l’atmosphère est provoquée par une haussede la consommation des combustibles fossiles que sont le gaz, le pétrole et le charbon. On estimeque cette augmentation a contribué à un réchauffement de la surface de la terre de l’ordre de1 degré.
En 2000, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) a publié
40 scénarios d’émissions présentés comme des « images du futur ou de futurs possibles », et ne
constituant « ni des prédictions, ni des prévisions ». La limite retenue était la base de ressources, pas
les réserves récupérables.1
La présente analyse repose sur des évaluations réalistes des réserves. Les ressources nepouvant être transformées en réserves n’ont pas été prises en compte. Il en ressort, d’une part queles émissions de CO2 produites par la combustion des réserves de gaz et de pétrole sont inférieuresaux chiffres pris en compte par le GIEC dans tous les scénarios et que les émissions dues à lacombustion du charbon sont nettement inférieures à celles retenues dans la majorité des scénarios.
Il faut que les scénarios d’émissions du GIEC pour la période 2020-2100 soient modifiés demanière à tenir compte de manière plus exacte des quantités de combustibles fossiles réellement
disponibles.
Le changement climatique, qui a commencé et va s’accentuer, représente un problème
majeur pour la planète. Toutefois, le principal problème auquel est confronté le monde réside
dans le fait qu’une population trop nombreuse est contrainte de partager une quantitéd’énergie trop faible.

1. INTRODUCTION

Les questions de l’évolution du climat et du réchauffement futur de la planète fontdésormais partie du quotidien. Le rôle du dioxyde de carbone (CO2) se trouve au centre dudébat : les combustibles fossiles utilisés contiennent en effet à la fois du carbone et deshydrocarbures, et, en brûlant, libèrent une certaine quantité d’énergie, mais aussi du CO2.
Toutefois, le débat sur le changement climatique, qui occupe désormais le devant de lascène, ne semble pas accorder de place à la question des quantités de combustibles fossiles
existantes. On considère en effet systématiquement que le problème réside dans une utilisationPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

108 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
excessive d’hydrocarbures et de charbon, en passant sous silence le fait que les volumes
cumulés d’hydrocarbures et de charbon ne sont pas suffisants pour dégager la quantité de CO2
nécessaire pour induire les changements climatiques annoncés.
Au Mexique, la production du gisement géant Cantarell diminue très rapidement. En 2005,
la compagnie pétrolière publique mexicaine Pemex a présenté deux scénarios concernant laquantité de pétrole qui serait, in fine, produite par ce gisement. Le premier scénario, optimiste,
repose sur un taux de récupération de 50 pour cent du pétrole initialement en place et ledeuxième, plus pessimiste, table sur un taux de récupération de 30 pour cent seulement.
Aujourd’hui, la réalité semble donner raison au scénario le plus pessimiste, ce qui, à l’évidence,
est une mauvaise nouvelle pour Pemex et les autorités mexicaines, mais peut-être une bonne
pour le climat. L’heure est désormais venue de prendre une décision importante : faut-il
considérer le pétrole restant dans le sous-sol comme une ressource qui peut, dans l’avenir, êtreà l’origine d’émissions de CO2 ou faut-il admettre que le pétrole est une ressource limitée etque la quantité restante est en réalité inaccessible ? Les scénarios élaborés par le Grouped’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GEIC) reposent sur l’idée que lepétrole en place est une source d’émission future de CO2. Au contraire, notre analyse ne tientcompte que des réserves jugées disponibles actuellement, d’un point de vue technique etéconomique, raison pour laquelle nos prédictions sont dites « basées sur les réserves ».
La production de pétrole, gaz et charbon est déterminée par les réserves actuelles, end’autres termes la fraction des ressources qui peut être mise en production dans des conditionséconomiques satisfaisantes, et par celles susceptibles d’être découvertes dans l’avenir. Il est en
effet indispensable de découvrir le pétrole pour pouvoir le produire.
Les réserves dont la production est actuellement en baisse ont un potentiel de croissancetrès limité. La production de la majorité des champs pétroliers en service étant en baisse, il est
possible d’estimer le niveau maximum d’émission de CO2 imputable au pétrole.
En revanche, les gisements de gaz naturel affichent des facteurs de récupération élevés dufait que le gaz naturel circule facilement entre les strates rocheuses. En ce qui concerne l’avenir
de ces gisements, la priorité n’est pas accordée à l’amélioration de la récupération, mais àl’augmentation des découvertes.
Le charbon peut être extrait par différents procédés. L’extraction à ciel ouvert est de moins
en moins répandue en raison de considérations environnementales et sociales. Les mines
souterraines de demain seront très coûteuses. En Allemagne, le coût de l’extraction dans lesmines modernes est plus de deux fois supérieur au prix de marché du charbon. Les nouvellesréserves déclarées sont, en règle générale, inférieures à ce qui avait été annoncé, contrairement
aux gisements de pétrole, qui connaissent une croissance.
En se fondant, pour prédire les émissions futures de CO2, sur les chiffres publiés dans larevue BP Statistical Review concernant les réserves [1], on observe que le gaz et le pétrole
seront respectivement à l’origine de 400 et 600 milliards de tonnes métriques de CO2, tandis
que le charbon en produira 2 000 milliards de tonnes métriques. Cela a déjà été dit et il est
important de le rappeler : c’est le charbon qui pose le plus de problèmes en termes d’évolution
des émissions de CO2.

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -109

2. SCÉNARIOS D’ÉMISSIONS DU GIEC

Le Rapport spécial « Scénarios d’émissions » du GIEC [2] présente 40 scénarios pour l’avenir
et prédit l’ampleur des émissions de gaz à effet de serre dans chacun d’entre eux. Ces scénarios ont
été construits à partir de revues de la littérature, de la formulation de canevas narratifs et de leurquantification à l’aide de six modèles intégrés provenant de différents pays. Le rapport démontre
que, même en l’absence de politique officielle en matière de climat, le niveau futur des émissions
dépend pour beaucoup des choix des individus : de la structure des économies, des sourcesd’énergie privilégiées et de la manière dont la population utilise les ressources terrestresdisponibles. La diminution des réserves n’est pas prise en compte.
Ces scénarios peuvent être considérés comme des images du futur, ou de futurs possibles, mais
pas comme des prédictions ou des prévisions. Formuler différentes hypothèses concernant l’avenir
permet d’obtenir différentes images de la manière dont il pourrait évoluer. La meilleure façon dedécrire les énormes modèles informatiques utilisés est de se les représenter comme des jeux Simcity
géants version GIEC [10].
Les familles du « jeu » sont dénommées A1, A2, B1 et B2. Chaque famille a un avenir
prédéfini concernant la croissance démoFigure et économique, l’utilisation des terres, les ressources
disponibles et le progrès technologique. Chacune d’elles laisse son empreinte en termes d’émissions
de CO2 provenant de l’utilisation du pétrole, du gaz et du charbon. Ces émissions sont ensuite
utilisées dans des modèles climatiques et il est possible, au final, de calculer le changement detempérature à la surface de la terre.

3. MODÉLISATION CLIMATIQUE DU GIEC

Les scénarios d’émissions constituent l’élément central des modèles d’évolution du climat :différentes courbes représentent l’évolution de la température et sont désignées par le nom desfamilles. La famille de scénarios la plus utilisée, qui représente un danger inacceptable pour laplanète, est la famille A2. Si elle devient réalité, en 2100, la température sera supérieure de
3.6 degrés à ce qu’elle est aujourd’hui. La famille de scénarios la plus optimiste est B1, à l’origine
d’une hausse de la température de 1.8 degrés seulement (Figure 1) par rapport à 1990, qui estl’année de référence [2]. L’Union Européenne (UE) a proposé un objectif inférieur à 2 degrés.

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110 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
Figure 1. Moyennes modulées et intervalles estimés du réchauffement de la surface de la terre,
selon le GIEC

Moyennes multimodèles et intervalles estimés du réchauffement de lasurface de la terre

Réchauffement de la surface de la terre
A2
A1B
B1
Concentrations constantes au niveau de 2000
èmesiècle20

Tous ces scénarios et les augmentations de température qu’ils induisent supposent une
forte consommation de pétrole, de gaz et de charbon. Le fait que le GIEC appelle les décideursà prendre des décisions de nature à dissuader la population d’utiliser des combustibles fossiles
donne l’impression que l’on dispose des réserves de combustibles fossiles correspondantes.

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -111

Figure 2. Production mondiale d’hydrocarbures, hors sables asphaltiques, bitume, schistes
bitumeux et hydrate de méthane, selon le scénario de 2002 [2]Production mondiale d’hydrocarbures

Production [Gboe]

50

40

30

20

10

Non-regular Gas
Regular Gas
Gasplant NGL
Condensate
Polar Oil
Deepwater Oil
Heavy OilRegular Oil

Golfe du Moyen-Orientf
Autre
RussieEuropeEU-4801930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Année
Année

Axe des ordonnées : production (en gigabarils équivalent pétrole)Gaz non conventionnel
Gaz conventionnel
LGN des usines de gaz
Condensats
Pétrole polaire
Pétrole en eaux profondes
Pétrole lourd
Pétrole conventionnel
Golfe du Moyen-Orient, Autre, Russie, Europe, EU-48.

La production de pétrole conventionnel est subdivisée en fonction des régions de production :EU-48 correspond aux États-Unis, hors Alaska et Hawaï, et la catégorie « Autre » représente lereste du monde.

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112 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON

4. LA PRODUCTION FUTURE DE PÉTROLE, DE GAZ ET DE CHARBONET LES SCÉNARIOS D’ÉMISSIONS DU GIEC

En 2003, le Groupe d’étude sur l’épuisement des hydrocarbures de l’Université d’Uppsala(Uppsala Hydrocarbon Depletion Study Group, UHGDS) a réalisé une étude approfondie danslaquelle il a comparé les réserves mondiales de pétrole aux scénarios d’émissions du GIEC [3].
Cette étude présente une description détaillée des scénarios. L’estimation de la production de pétrole
et de gaz a été effectuée selon le modèle de déplétion présenté dans le document intitulé « The Peakand Decline of World Oil and Gas Production » [4] et est présentée sur la Figure 2.
Le GIEC définit la part des différents combustibles fossiles consommés dans les différents
scénarios en termes d’énergie primaire par an ; les chiffres de la production apparaissant sur laFigure 2 peuvent être convertis en distributions d’énergie. Les Figures 3 et 4 montrent ces distributions
par rapport aux les scénarios d’émissions du GIEC.
Il suffit de regarder les Figures 3 et 4 pour comprendre que la planète ne peut pas fournir, àpartir des hydrocarbures (pétrole et gaz naturel), la quantité d’énergie nécessaire pour que lesscénarios publiés en 2000 puissent se réaliser.
Cette démonstration est encore plus convaincante si l’on cumule la consommation des différentes
années, comme sur la Figure 5. La structure temporelle des distributions apparaissant sur les Figures 3
et 4 peut varier, de même que la consommation totale d’énergie indiquée sur la Figure 5 et si leschiffres sont sous-évalués de 50 pour cent, on arrive tout juste au scénario le plus optimiste présenté
par le GIEC.

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -113

Figure 3. Les 40 scénarios du GIEC concernant l’énergie primaire mondiale produite àpartir du pétrole au cours de la période 1990-2100 par rapport à la production de pétrole aucours de la période 1930-2100 selon le modèle de déplétion
La catégorie Tous liquides inclut le pétrole lourd, le pétrole extra-lourd, le pétrole en eaux profondes,le pétrole polaire, les liquides de gaz naturel et les condensats
Comparaision avec les 40 scénarios du GIEC concernant la production d'énergie
primaire mondiale à partir du pétrole
700

600

Energie primaire par an [EJ]

500

400

300

200

100

0
1940

1960

1980

2000

2020

2040

2060

2080

2100

Année

SODM Model : modèle de déplétion
All liquids : tous liquides

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A1 AIM
A1 ASF
A1 IMAGE
A1 MESSAGE
A1 MINICAM
A1 MARIA
A1C AIMA1C MESSAGE
A1C MINICAM
A1G AIMA1G MESSAGE
A1G MINICAM
A1V1 MINICAM
A1V2 MINICAM
A1T AIMA1T MESSAGE
A1T MARIA
A2 ASF
A2 AIM
A2G IMAGE
A2 MESSAGE
A2 MINICAM
A2-A1 MINICAM
B1 IMAGE
B1 AIM
B1 ASF
B1 MESSAGE
B1 MARIA
B1 MINICAM
B1T MESSAGE
B1HIGH MESSAGE
B1HIGH MINICAM
B2 MESSAGE
B2 AIMB2 ASF
B2 IMAGE
B2 MARIA
B2 MINICAM
B2HIGH MINICAM
B2C MARIA
SODM-Model
All Liquids

114 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
Figure 4. Les 40 scénarios du GIEC concernant l’énergie primaire mondiale produite à partir
du gaz au cours de la période 1990-2100 par rapport à la production de gaz au cours de lapériode 1930-2100 selon le modèle de déplétion

Comparaison avec les 40 scénarios du GIEC concernantl'énergie primaire produite à partir du gaz
1400

1200

Energie primaire par an [EJ]

1000

800

600

400

200

0
1940

1960

1980

2000

2020

2040

2060

2080

2100

A1 AIM
A1 ASF
A1 IMAGE
A1 MESSAGE
A1 MINICAM
A1 MARIA
A1C AIMA1C MESSAGE
A1C MINICAM
A1G AIMA1G MESSAGE
A1G MINICAM
A1V1 MINICAM
A1V2 MINICAM
A1T AIMA1T MESSAGE
A1T MARIA
A2 ASF
A2 AIM
A2G IMAGE
A2 MESSAGE
A2 MINICAM
A2-A1 MINICAM
B1 IMAGE
B1 AIM
B1 ASF
B1 MESSAGE
B1 MARIA
B1 MINICAM
B1T MESSAGE
B1HIGH MESSAGE
B1HIGH MINICAM
B2 MESSAGE
B2 AIMB2 ASF
B2 IMAGE
B2 MARIA
B2 MINICAM
B2HIGH MINICAM
B2C MARIA
Regular Gas
All Gas

Année
Regular Gas : gaz conventionnel
All gas : tous gaz

La catégorie Tous gaz inclut le gaz non conventionnel, comme le méthane de charbon
En 2003, lorsque ces données ont été présentées, la revue New Scientist a publié un article sur nos
constatations [5] (voir Annexe 1) :« Selon Nebojsa Nakicenovic, spécialiste d’économie énergétique à l’Université de Vienne,
Autriche, qui a dirigé les 80 experts composant l’équipe du GIEC à l’origine des scénarios, lavalidité des travaux du groupe d’experts n’est pas remise en cause. Il estime que les estimations
concernant le gaz et le pétrole prises en compte par l’équipe sont beaucoup plus larges etreconnues à l’échelle internationale que celles des Suédois, jugés « trop mesurés ».

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -115Même si le pétrole et le gaz viennent à s’épuiser, “ le sous-sol renferme d’énormes quantités decharbon qu’il serait possible d’exploiter”, explique-t-il. Aleklett reconnaît que brûler du charbon
pourrait permettre la réalisation des scénarios du GIEC, mais souligne qu’un tel changement decap serait catastrophique. »Le jour où cet article a été publié, CNN m’a interviewé en direct et a publié un commentaire del’article sur son site Internet [6].
Figure 5. Les 40 scénarios du GIEC concernant l’énergie primaire mondiale cumulée produite àpartir du pétrole et du gaz au cours de la période 1990-2100 par rapport à la production depétrole et de gaz au cours de la période 1930-2100 selon le modèle de déplétion.
La catégorie Tous pétroles et gaz inclut le pétrole lourd, le pétrole extra-lourd, le pétrole en eauxprofondes, le pétrole polaire, les liquides de gaz naturel des usines de gaz, les condensats et le gaz
non conventionnel, comme le méthane de charbon.
Comparaison avec les 40 scénarios du GIEC concernant laproduction mondiale cumulée de pétrole et de gaz
120

Production d'énergie primaire [ZJ]

100

80

60

40

20

0
1990

2000

2010

2020

2030

2040 2050
Année

2060

2070

2080

2090

2100

Regular Oil and Gas : pétrole et gaz conventionnel All Oil and Gas : Tous pétroles et gaz
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A1 AIM
A1 ASF
A1 IMAGE
A1 MESSAGE
A1 MINICAM
A1 MARIA
A1C AIMA1C MESSAGE
A1C MINICAM
A1G AIMA1G MESSAGE
A1G MINICAM
A1V1 MINICAM
A1V2 MINICAM
A1T AIMA1T MESSAGE
A1T MARIA
A2 ASF
A2 AIM
A2G IMAGE
A2 MESSAGE
A2 MINICAM
A2-A1 MINICAM
B1 IMAGE
B1 AIM
B1 ASF
B1 MESSAGE
B1 MARIA
B1 MINICAM
B1T MESSAGE
B1HIGH MESSAGE
B1HIGH MINICAM
B2 MESSAGE
B2 AIMB2 ASF
B2 IMAGE
B2 MARIA
B2 MINICAM
B2HIGH MINICAM
B2C MARIA
Regular Oil and Gas
All Oil and Gas

116 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
Il est pour le moins surprenant que Nebojsa Nakicenovic puisse encore soutenir les travaux
du groupe d’experts, compte tenu des résultats qui apparaissent sur les Figures 3, 4 et 5. Àl’époque, chacun pensait qu’il importait peu de savoir si ce qui se disait au sujet du pétrole et dugaz était vrai ou faux, puisqu’il y avait d’énormes quantités de charbon et que le charbon émetbeaucoup plus de CO2 que le pétrole et le gaz. Cette affirmation est exacte : ainsi, pour 2005, la
combustion du charbon chinois produirait autant d’émissions que la combustion de la totalité dugaz existant dans le monde. C’est pourquoi l’UHDSG a décidé de réaliser une étude encore plus
détaillée, en prenant en compte les chiffres concernant le charbon.
Cette étude, qui repose sur une analyse précise de la production future de pétrole et de gaz, lesdeux combustibles qui émettent le plus de CO2 [9], est maintenant terminée. En subdivisant laproduction de pétrole en sept catégories bien définies, il est possible de déterminer l’intervalle detemps durant lequel la production de pétrole atteindra son taux maximal, en d’autres termes
l’intervalle au cours duquel le « pic pétrolier », pic historique de la production, aura lieu. Ce pic se
produira entre 2008 et 2018. Si tous les gisements de pétrole géants du monde (qui produisentactuellement 60 pour cent du pétrole mondial) se comportent de la même manière que Cantarell, lesconditions seront réunies pour que le « scénario le plus pessimiste » se réalise, auquel cas le pic serait
atteint en 2008. Si, au contraire, ils évoluent selon le meilleur pronostic formulé pour Cantarell et que,simultanément, la consommation de pétrole diminue, les conditions seront réunies pour que le« scénario le plus optimiste » se réalise, auquel cas le pic de production surviendrait en 2018.
Toutefois, mieux vaut, dans le cadre des réflexions sur les émissions de CO2, retenir un « scénario
haut » (Figure 6), comparable à celui obtenu avec le modèle de déplétion [2].
Figure 6. Production des sept catégories définies dans le Figure et « scénario haut ». Il s’agit d’unscénario plutôt optimiste.

Axe des ordonnées : production journalière (millions de barils par jour)
LGN – supposée de 10 mbpj
Développement de nouveaux gisements
Ceinture de l’Orénoque – Venezuela
Eaux profondes
Scénario haut
Sables asphaltiques – Canada
Autres : taux de déclin : 3 %PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -117

Il est maintenant possible de calculer, en fonction de nos prévisions, la quantité d’énergie et de
CO2 qui risque d’être générée au cours du siècle si le pétrole produit est consommé et de comparer lesrésultats obtenus aux besoins énergétiques des familles de scénarios définies par le GIEC. Aussi
surprenant que cela puisse paraître, les besoins en pétrole des familles A1, A2, B1 et B2 sont tropélevés pour être réalistes.
En élargissant l’analyse pour comparer la production future de gaz naturel aux besoins desfamilles définies par le GIEC, on obtient des résultats plus édifiants encore. La production de gaznaturel de l’Amérique du Nord est en baisse, tout comme celle des gigantesques gisements russes duNord-Ouest de la Sibérie, qui fournissent aujourd’hui 90 pour cent du gaz russe. Les projets qui
devaient être lancés pour produire du carburant diesel à partir de gaz naturel au Qatar sont en coursd’annulation ; de même, les projets de construction de terminaux de réception de gaz naturel liquéfié
aux États-Unis et en Europe sont actuellement revus à la baisse, parce que la production mondiale degaz naturel liquéfié ne devrait finalement pas atteindre les niveaux auxquels elle était censée parvenir
il y a quelques années. Le gaz naturel est désormais souvent considéré comme un « carburant detransition » vers la société de demain, qui reposera sur les énergies renouvelables. On semble
aujourd’hui s’apercevoir que cette période de transition sera plus courte qu’initialement prévu, mais làaussi, peut-être est-ce une bonne chose en termes d’émissions de CO2.

Le troisième élément dont il faut tenir compte dans les réflexions sur les émissions de CO2
est le charbon. L’idée communément répandue, selon laquelle il existe des quantités illimitées decharbon, ne résiste pas à une analyse précise des profils de production des six pays détenant
85 pour cent des réserves mondiales (Figure 8), à savoir les États-Unis, la Chine, la Russie,
l’Australie, l’Inde et l’Afrique du Sud. Certains indices montrent en effet clairement que laproduction de charbon a, dans certaines régions, atteint son maximum [7]. En outre la production
de la meilleure qualité de charbon, en d’autres termes de celui qui a la valeur énergétique la plusélevée, est en baisse. Aux États-Unis, deuxième pays consommateur de charbon du monde, laconsommation de charbon augmente, mais la valeur énergétique du charbon consommé est en
baisse. Ce pays a atteint un niveau maximum, le « pic du charbon », en termes de valeurénergétique.

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118 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
Figure 7. Production mondiale de charbon possible [7].
Prévision concernant la production mondiale de charbon

Axe des ordonnées : production annuelle (millions de tonnes)
États-Unis
RussieInde
Chine
Australie
Afrique du Sud
Principaux exportateurs

Europe et Eurasie

La capacité de production de charbon atteindra prochainement son maximum en Chineégalement ; la Russie deviendra alors le seul pays détenteur des dernières grandes réserves decharbon, si bien que le moment où le « pic du charbon » sera atteint dépend de la quantité decharbon qu’elle produira dans l’avenir. À noter que cette prévision repose sur des données
ouvertes et que nous avons constaté, au cours de l’analyse, que tous les pays qui réévaluent leursestimations de réserves les revoient à la baisse. Enfin, ces profils de production ont été comparésaux scénarios d’émissions du GIEC concernant le charbon (puisque la plupart des scénarios nesont pas réalistes en ce qui concerne le gaz et le pétrole).
La quantité totale de ressources en combustibles fossiles jugées accessibles par les professionnels
de l’énergie est publiée chaque année dans la revue statistique BP Statistical Review. Si l’on retient ces
chiffres optimistes, la quantité d’énergie disponible obtenue en ajoutant l’ensemble des réserves de
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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -119

pétrole, de gaz naturel et de charbon, est énorme, puisqu’elle s’établit à 36 zettajoules (ZJ) (1zettajoule = 1x1021 joules). Ce chiffre est supérieur à celui que notre groupe de travail juge réaliste,mais inférieur à celui indiqué pour toutes les familles de scénario (A1, A2, B1 et B2). L’énergie
disponible à partir des combustibles fossiles est donc insuffisante.
La famille A2 correspond à notre « scénario le plus pessimiste » en terme d’augmentation de latempérature. En termes de consommation d’énergie, le GIEC prévoit que cette famille aura besoin de70 à 90 ZJ d’énergie d’ici à 2100, soit deux fois plus que les ressources jugées accessibles par lesprofessionnels du secteur énergétique. Autre point, qui, d’ailleurs, n’est jamais évoqué : toutes lesfamilles définies par le GIEC auront besoin d’énergie fossile après 2100 (voir Figures 3, 4 et 8).
Figure 8. Les 40 scénarios du GIEC concernant l’énergie primaire mondiale produite à partir
du charbon au cours de la période 1990-2100 par rapport à la production de charbon, telle
qu’elle ressort de nos donnéesAxe des ordonnées : énergie primaire par an (EJ)
Famille A1Famille A2
Famille B1Famille B2
Prod. de charbon, tendance historique Prod. de charbon, prévisionPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

120 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
Figure 9. Consommation cumulée de combustibles fossiles de la famille A2,
70 à 90 ZJ, alors que, selon la revue BP Statistical Review, les réserves mondiales sont de 36 ZJ.
Consommation cumulée de combustibles fossiles

Année
Énergie fossile (ZJ)
Fossil Reserves : réserves fossiles

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -121

Figure 10. Corrélations entre la concentration de dioxyde de carbone (CO2) en parties par
million (ppm) et le rapport oxygène/ azote en per meg dans l’atmosphère [8]Alert (83N, 62O)

5.

CONCLUSIONS

Il n’est pas nécessaire, ici, d’entrer dans le débat sur le rôle joué par les combustibles fossiles
dans l’augmentation de la concentration atmosphérique de CO2. En brûlant, les combustibles fossiles
consomment de l’oxygène (O2) atmosphérique et dégagent du CO2, ce qui, comme le montre la
Figure 10, entraîne une baisse de la concentration en O2 [8]. De plus, le CO2 étant, comme chacun lesait, un gaz à effet de serre, l’augmentation de sa concentration va entraîner un réchauffement de lasurface de la terre. Il est possible que cette concentration ait, ces 100 dernières années, connu une
hausse supérieure à ce que peut supporter le climat. Entre 2008 et 2020, la production de pétrole
atteindra une phase plateau (ou diminuera légèrement), mais les émissions de CO2 seront, en 2020,
plus élevées qu’aujourd’hui, parce que la consommation de gaz et de charbon va augmenter. Le
présent article n’entend pas faire croire qu’il n’y a pas lieu de se préoccuper des émissions de
CO2. La question essentielle concerne ce qui va se passer après 2020 et pendant l’ensemble du21ème siècle.

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122 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
Le GIEC affirme que ses scénarios peuvent être considérés comme des images du futur (ou desfuturs possibles), et qu’ils ne constituent ni des prédictions, ni des prévisions, mais différentes
hypothèses concernant l’avenir, susceptibles d’aider à mieux appréhender comment il pourrait sedérouler. Selon moi, les scénarios du GIEC sont totalement irréalistes pour la période 2020-2100
et il ne faut plus accorder de crédit à ces « futurs possibles ». Nous avons besoin d’un scénario
réaliste concernant les émissions. Le groupe UHDSG a désormais compilé les recherches qu’il aeffectuées sur le pétrole, le gaz et le charbon et considère que son étude est un point de départ
beaucoup plus réaliste pour la période 2020 to 2100 [9].
Le changement climatique, qui a commencé et va s’accentuer, représente un problème majeur
pour la planète. Toutefois, le principal problème auquel est confronté le monde réside dans le fait
qu’une population trop nombreuse est contrainte de partager une quantité d’énergie trop faible.
Il faudrait probablement remplacer, dans le débat politique actuel, le terme « environnement »par le terme « énergie ». Reste qu’heureusement, les politiques à mettre en œuvre pour faire face
au problème énergétique seront également très favorables à l’environnement.

NOTE

1.

Les concepts de ressources et réserves sont définis dans l’article intitulé « Pics pétroliers etvolution des stratégies des pays importateurs et exportateurs de pétrole », présenté au coursde la Table Ronde, « Dépendance à l’égard du pétrole : les transports vont-ils manquer decarburant à un prix abordable ? », organisée par le Centre Conjoint OCDE/ITF de Recherche
sur les Transports et le Forum International des Transports, AIE, Paris, les 15 et
16 novembre 2007.

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -123

6. RÉFÉRENCES[1]

BP Statistical Review of World Energy,
http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6848&contentId=7033471[2]

GIEC, Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, Rapport spécial
Scénarios d’émissions, http://sres.ciesin.org/ ; SRES, http://sres.ciesin.org/final_data.html[3]

Anders Sivertsson, « Study of World Oil Resources with a Comparison to IPCC Emission
Scenarios »,thèsedediplôme,Uppsala
University(2004),
http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications.html[4]

K. Aleklett et C.J. Campbell; The Peak and Decline of World Oil and Gas Production, Minerals&
disponibleàl’adresse
Energy18(2003)
5-20(articlesuivante :http://www.tsl.uu.se/uhdsg/Publications/Minerals&Energy_2003.doc)[5]

Andy Coghlan, Too Little' Oil For Global Warming, New Scientist, 5 octobre 2003,
HTTP://WWW.NEWSCIENTIST.COM/ARTICLE.NS?ID=DN4216[6]

Graham Jones, World Oil And Gas 'Running Out', Cnn, jeudi 2 octobre 2003, mis en ligne à
12 h 45
(20
GMT
h
45
heure
de
Hong
Kong),
HTTP://EDITION.CNN.COM/2003/WORLD/EUROPE/10/02/GLOBAL.WARMING/IND
EX.HTML[7]

Mikael Höök, Werner Zittel, Jörg Schindler et Kjell Aleklett, A Resource-Driven Forecast For
The
FutureGlobalCoal
Production,
soumisà
EnergyPolicy(2007),
Http://Www.Tsl.Uu.Se/Uhdsg/Publications.Html[8]Ralph Keeling, The Scripps Institution Of Oceanography, Usa, Private Communications,
Rkeeling@Ucsd.Edu[9]

K. Aleklett, C.J. Campbell, M. Höök, K. Jakobsson, F. Robelius, A. Sievertsson et B. Söderbergh,à paraître.

[10] Simcity Society, http://Simcity.Ea.Com/PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

124 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON

7. REMERCIEMENTS

Je tiens à remercier le Forum International des Transports et le Centre Conjoint OCDE/ITF de
Recherche sur les Transports, organisateurs de la Table Ronde intitulée « Dépendance à l'égard dupétrole : les transports vont-ils manquer de carburant à un prix abordable ? » d’avoir mis le pic
pétrolier et les émissions de CO2 à l’ordre du jour des débats.
Cette communication n’aurait pas pu être présentée sans le travail exceptionnel d’Anders
Sivertsson et Mikael Höök, mes étudiants, qui ont réalisé l’essentiel des travaux relatifs au pic
pétrolier, au pic gazier, au pic du charbon et aux émissions de CO2.
Enfin, je tiens à remercier Simon Snowden (University of Liverpool Management School,
Royaume-Uni), qui a relu cet article et m’a fait part de ses impressions.

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PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON -125

ANNEXEIl reste trop peu de pétrole pour que la planète se réchauffe•••

New Scientist
5 octobre 2003, 10h 00
Andy Coghlan

Écart énergétique
Les réserves de pétrole et de gaz pourraient même être inférieures aux scénarios les plus timides du
GIEC.

21

Production cumulée d’énergie (10 )Série de scénarios du GIEC en ce qui
concerne la consommation cumulée depétrole et de gaz
Estimation d’Aleklett concernant la quantité
de pétrole et de gaz qu’il sera techniquement
possible d’extraire du sous-sol.

Le pétrole et le gaz vont s’épuiser trop vite pour que les scénarios catastrophe sur leréchauffement climatique deviennent réalité : telle est la conclusion d’une analyse controversée,présentée cette semaine à l’Université d’Uppsala, en Suède. Selon les auteurs, la totalité descombustibles auront été brûlés avant que la quantité de CO2 présente dans l’atmosphère soit suffisantePÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

126 - PRÉVISIONS BASÉES SUR LES RÉSERVES CONCERNANT LE PÉTROLE, LE GAZ ET LE CHARBON
pour que les prédictions concernant la fonte des calottes glaciaires et la hausse des températures seréalisent.
Pour défendre leurs prédictions, les experts du GIEC expliquent qu’ils ont pris en compte unlarge éventail d’estimations des réserves de pétrole et de gaz et insistent sur le fait que la combustion
du charbon n’aurait aucune difficulté à combler le déficit. Tous sont toutefois d’accord sur un point :brûler du charbon serait encore plus dommageable pour la planète.
Les prédictions du GIEC concernant les bouleversements du climat avaient donné l’impulsion
nécessaire à la signature, en 1997, du Protocole de Kyôtô, dans le cadre duquel les pays signataires sesont engagés à réduire leurs émissions de CO2. Le GIEC a étudié une série de scénarios représentant lefutur, d’un monde dans lequel on brûle les combustibles fossiles sans aucune limite, à un monde entransition rapide vers l’utilisation de sources d’énergie plus propres.
Mais selon Anders Sivertsson, Kjell Aleklett et Colin Campbell, géologues à l’Universitéd’Uppsala, il ne reste plus suffisamment de gaz et de pétrole pour que même le plus timide des40 scénarios du GIEC se réalise (Figure).
Milliards de barils
Bien que les chiffres concernant les réserves de pétrole et de gaz varient fortement d’uneestimation à l’autre, ces chercheurs font partie des experts, de plus en plus nombreux, qui estiment quela production de pétrole atteindra son maximum dès 2010 et celle du gaz peu après (New Scientist,édition imprimée, 2 août 2003).
D’après leur analyse, les réserves de pétrole et de gaz représenteraient, au total, l’équivalent de
3 500 milliards de barils de pétrole environ, ce qui est nettement inférieur à l’estimation de
5 000 milliards de barils retenue dans le scénario le plus optimiste du GIEC.
Le scénario le plus pessimiste prévoit que l’équivalent de 18 000 milliards de barils de pétrole etde gaz seront brûlés – ce qui représente cinq fois les réserves qui, selon les chercheurs, existent encore.
« Il s’agit d’un scénario totalement irréaliste », estime Aleklett. Même l’estimation moyenne,
d’environ 8 000 milliards de barils, représente plus du double de l’évaluation des chercheurs suédois
concernant les réserves mondiales restantes.
Selon Nebojsa Nakicenovic, spécialiste d’économie énergétique à l’Université de Vienne,
Autriche, qui a dirigé les 80 experts composant l’équipe du GIEC à l’origine des scénarios, la validité
des travaux du groupe d’experts n’est pas remise en cause. Il estime que les estimations concernant legaz et le pétrole prises en compte par l’équipe sont beaucoup plus larges et reconnues à l’échelle
internationale que celles des Suédois, jugés « trop mesurés.
Même en cas d’épuisement des ressources pétrolières et gazières, « il existe, dans le sous-sol, uneénorme quantité de charbon susceptible d’être exploitée », explique-t-il. Aleklett reconnaît que si lecharbon était consommé, les scénarios du GIEC pourraient devenir réalité, mais souligne qu’un tel
choix serait catastrophique.
Le charbon est moins propre que le pétrole et le gaz, produit davantage de CO2 par unitéd’énergie et libère de plus grandes quantités de particules. Selon lui, cette dernière analyse est un« avertissement » pour les décideurs.

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS
POUR LES TRANSPORTS

David L. GREENEOak Ridge National Laboratory
Oak Ridge
Tennessee
États-Unis

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127

ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -129

SOMMAIRE

1.

INTRODUCTION ....................................................................................................................... 131

2.

CROISSANCE DE LA DEMANDE DE CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS .......... 134

3.

RESSOURCES, OPEP ET TRANSITION ÉNERGÉTIQUE ..................................................... 137
3.1. Ressources pétrolières conventionnelles .............................................................................. 137
3.2. Hydrocarbures fossiles non conventionnels et charbon ....................................................... 144
3.3. Pouvoir de marché de l’OPEP et cours mondiaux du pétrole .............................................. 145

4.

ÉVOLUTION DES POLITIQUES ET PROGRÈS TECHNOLOGIQUE .................................. 148
4.1. Séquestration du carbone ..................................................................................................... 148
4.2. Efficacité énergétique........................................................................................................... 149
4.3. Énergies de substitution ....................................................................................................... 151

5.

PERSPECTIVES DES PRIX DE L’ÉNERGIE UTILISÉE DANS LES TRANSPORTS ......... 151

NOTES ................................................................................................................................................ 155
BIBLIOGRAPHIE............................................................................................................................... 156
ANNEXE : CROISSANCE DE LA DEMANDE, PIC DE PRODUCTION ET POUVOIRDE MARCHÉ DE L’OPEP ................................................................................................................. 159

Oak Ridge, (révisé), octobre 2007

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -131

1. INTRODUCTION

Affirmer que les prix des énergies utilisées pour le transport seront déterminés par le jeu del’offre et de la demande relève du truisme. En ce qui concerne les carburants, les forces du marché
sont entrées dans une phase cruciale qui durera sans doute plusieurs décennies. La production depétrole conventionnel des pays non membres de l’Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole(OPEP) culminera dans quelques années. Les ressources fossiles non conventionnelles qui peuventêtre exploitées aux prix courants, ressources dont le pré-développement est déjà bien avancé,
constituent une menace encore plus grande pour le climat planétaire. Des investissements massifs etrisqués seront nécessaires pour que les carburants tirés de ces ressources puissent être commercialisésau rythme qu’impose l’accroissement de la demande dans les pays développés et en développement.
Du point de vue de l’acceptabilité environnementale, ces carburants représentent une grave menace,
tout comme leur marginalisation si les cours mondiaux du pétrole s’effondraient.
Dire que personne ne peut prévoir avec précision l’évolution du prix du pétrole relève également
du truisme. À l’heure actuelle, le baril coûte 70 USD. Il y a dix ans, il était à moins de 20 USD. Il y a
27 ans, les prix culminaient à 90 USD le baril (Graphique 1). Or, il y a 37 ans, le pétrole ne coûtait que
10 USD le baril et, pendant presque 50 ans, son cours avait été relativement stable. Ceux qui élaborent
avec soin des scénarios d’évolution future des prix pétroliers savent qu’ils ne font pas de la prévision,
mais tentent plutôt de définir différentes trajectoires autour d’une tendance centrale. Même les courbes
des meilleurs prévisionnistes officiels ressemblent à tout sauf aux courbes de prix effectivement
observées depuis 35 ans (Graphique 1). Il est important de comprendre les raisons d’un tel décalage.
Depuis 1972, le cartel de l’OPEP exerce une influence puissante et imprévisible sur les prix mondiauxdu pétrole, qui persistera sans doute durant les trois prochaines décennies.
Outre le poids du cartel de l’OPEP, deux facteurs sont déterminants pour l’évolution future desprix des carburants :1. le pic de production ; et2. le changement climatique.
Le pic de production est une réalité et non le fruit d’une imagination paranoïaque. Lorsque laproduction de pétrole brut des États-Unis a atteint son maximum en 1970, ce pays était le premierproducteur mondial de brut (si l’on tient compte des liquides de gaz naturel, la production pétrolièredes États-Unis est parvenue à son plus haut niveau en 1972). Malgré les hausses de prix spectaculaires
que l’on observe dans le Graphique 1, d’importantes nouvelles découvertes et des avancées
technologiques considérables qui ont accru les ressources récupérables dans de bonnes conditionséconomiques, la production de pétrole des États-Unis n’est jamais revenue à ce niveau record(Graphique 2). Depuis, nombre d’autres régions ont elles aussi connu leur pic de production (Smith,
2006, en recense 60). La production de pétrole conventionnel va culminer dans toutes les régions
productrices à travers le monde. C’est inévitable, vu qu’il est impossible, de toute évidence, que lerythme de production de pétrole conventionnel1 continue à augmenter jusqu’à l’extraction de ladernière goutte.
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132 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
Graphique 1. Prix mondiaux du pétrole : évolution passée et projections
Prix mondiaux du pétrole brut

USD 2006/baril

$100
$90

Historique$80

Scénario de prix élevés$70

Scénario de référence
Scénario de prix bas

$60
$50
$40
$30
$20
$10
$0
1925 1935 1945 1955 1965 1975 1985 1995 2005 2015 2025
Source : BP Statistical Review 2007, « Crude oil prices 1861-2006 », EIA, États-Unis, Annual Energy
Outlook 2007, scénarios de prix.

Graphique 2. États-Unis : pics de la production et des importations de pétrole, 1950-2005
Approvisionnement pétrolier des États-Unis, 1950-2006
25 Importations nettes
Million de barils par jour

LGN – production intérieure

20

Brut – production intérieure

15
10
5
0
1950

1960

1970

1980

1990

2000

La bonne nouvelle est que le pic pétrolier ne sonne pas la fin de la civilisation telle que nous laconnaissons. Il existe de vastes réserves de ressources fossiles qui peuvent être transformées en
carburants classiques en utilisant des techniques éprouvées et à des prix inférieurs au cours mondial
actuel du pétrole (AIE, 2006b, pp. 266-271). En effet, l’exploitation des ressources canadiennes nonconventionnelles en sables pétrolifères est bien engagée. Le Venezuela dispose de vastes réserves depétrole extra-lourd qui commencent juste à être exploitées et l’Afrique du Sud démontre depuis
plusieurs décennies que le charbon peut être transformé en essence ou en gazole d’excellente qualité.
Puis il y a les schistes bitumineux, dont les États-Unis possèdent de très importantes quantités. Nonseulement ces carburants peuvent être produits à des prix que les marchés mondiaux peuvent accepter
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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -133

de payer, mais ils sont en outre parfaitement compatibles avec l’infrastructure existante de distribution
de carburants et de production de véhicules. Produire des carburants liquides courants à partir de ces
sources consomme plus de capital et porte de plus graves atteintes à l’environnement que laproduction et le raffinage de pétrole brut conventionnel. Néanmoins, même la production de pétrole
conventionnel devient plus capitalistique qu’avant, car les compagnies se tournent vers des gisements
offshore situés à plus grande profondeur et dans des environnements plus hostiles.
La mauvaise nouvelle est que, du « puits à la roue », les sources fossiles non conventionnellessont à l’origine de beaucoup plus d’émissions de dioxyde de carbone que l’essence et les distillats
issus du raffinage de pétrole conventionnel : l’écart est d’environ 20 pour cent pour les sables
pétrolifères canadiens, et il atteint 100 pour cent pour l’essence produite à partir de charbon. Commed’autres auteurs l’ont souligné il y a déjà plus de dix ans (Grubb, 2001, etc.), si nous continuons àbrûler du charbon et si nous exploitons les ressources fossiles non conventionnelles, nous amènerons
les concentrations de carbone atmosphérique à des niveaux susceptibles de provoquer desdérèglements climatiques dangereux. Il n’est pas impensable que le passage à des combustibles
fossiles non conventionnels soit compatible avec la protection du climat, mais à condition de pouvoir
piéger la majeure partie des émissions supplémentaires à l’aide de la technologie de captage et destockage du CO2. En tout état de cause, la lutte contre ces émissions supplémentaires alourdira lescoûts et accroîtra les risques associés à l’élaboration de carburants à partir de ressources fossiles nonconventionnelles.
Les investissements considérables nécessaires pour satisfaire la demande mondiale croissante decarburants produits à partir de ressources fossiles conventionnelles et non conventionnelles seront deplus en plus risqués. L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE, 2006, p. 102) estime qu’il faudra
investir 4 300 milliards USD (dollars de 2005) d’ici à 2030 pour faire face à la demande mondiale depétrole qui ne cesse d’augmenter. Des mesures décisives pour atténuer le changement climatiqueconsisteraient, soit à capter et stocker les émissions de carbone liées à la production de carburants
classiques à partir de combustibles fossiles non conventionnels, soit à les taxer très lourdement. Le
recours à la technologie de captage et de stockage du carbone majorera de beaucoup le coût de ces
carburants. En outre, les cours pétroliers risquent de baisser. Même si tout est mis en œuvre pourréduire l’écart entre la demande en hausse et les approvisionnements en hydrocarbures conventionnels
hors OPEP qui atteignent leur maximum, l’OPEP ne perdra probablement guère de pouvoir de marché
sur les marchés pétroliers mondiaux d’ici à 2050 au moins (Greene, Hopson et Li, 2005). L’histoire amontré que le comportement de l’OPEP peut influer sur les prix à la hausse comme à la baisse, ce qui
induit un risque encore plus important pour les entreprises énergétiques qui envisagent d’investir dansla mise en valeur des ressources fossiles non conventionnelles.
Tout ceci entraîne, en somme, non seulement des prix plus élevés, mais aussi la probabilité d’une
volatilité accrue. Les consommateurs de pétrole auraient en effet de la chance si les prix futurs étaientélevés mais stables. Une grande instabilité des cours pétroliers est cependant plus probable.
La solution aux problèmes engendrés par le niveau élevé et la volatilité des prix pétroliers passera
sans doute par une évolution technologique impulsée par les pouvoirs publics. Une action très
vigoureuse en faveur de l’efficacité énergétique peut faire durer les ressources, atténuer les émissions
de gaz à effet de serre et renforcer la sécurité énergétique. Bien que cela puisse sembler paradoxal, unepolitique avisée de lutte contre les gaz à effet de serre devrait aussi promouvoir l’exploitationécologiquement rationnelle des ressources pétrolières conventionnelles existantes, de manière à
différer le passage aux ressources fossiles non conventionnelles, à plus forte teneur en carbone. En
outre, des activités de recherche-développement qui permettent de repousser les limites de l’efficacitéénergétique, de mettre au point des biocarburants appropriés et, à terme, de faire adopter l’électricité
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134 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS-- et peut-être même l’hydrogène -- comme vecteurs énergétiques dans les transports sont, bien sûr,essentielles pour assurer durablement l’approvisionnement en énergie des transports au niveau
mondial.

2. CROISSANCE DE LA DEMANDE DE CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS

Le rythme auquel le monde consomme aujourd’hui du pétrole conventionnel est proprement
alarmant. Nous sommes loin de connaître précisément les quantités que recèle encore la planète. En
revanche, nous savons de manière à peu près certaine ce que nous avons déjà consommé. En 1995, laconsommation mondiale cumulée s’élevait à 710 milliards de barils (Ahlbrandt et al., 2005,
Tableau 1). Dix ans plus tard seulement, en 2005, le chiffre était passé à 979 milliards de barils. Plusdu quart de la totalité du pétrole consommé dans l’histoire de l’humanité l’a été durant la dernière
décennie écoulée. Aux États-Unis, le Secrétaire à l’Énergie a demandé au National Petroleum Councild’étudier la question du pic pétrolier. Le rapport établi à cette occasion, intitulé « Facing the Hard
Truths about Energy », a indiqué que, si les tendances actuelles persistaient, la consommation
mondiale s’élèverait à 1 100 milliards de barils au cours de 25 prochaines années, soit plus que ce quia été consommé dans toute l’histoire. La consommation mondiale cumulée passerait ainsi à
2 000 milliards de barils en 2030, soit les deux tiers de l’estimation médiane de l’U.S. Geological
Survey concernant l’ensemble des ressources ultimes de pétrole conventionnel (Ahlbrandt et al.,2005).
La demande mondiale de pétrole augmente principalement en raison de l’essor lent mais
ininterrompu des activités de transport dans les pays développés et de la progression rapide dutransport motorisé dans les économies en développement. L’AIE prévoit que la demande primaire depétrole augmentera de 1.3 pour cent par an, pour passer de 84 millions de barils par jour (Mb/j) en
2005 à 99 Mb/j en 2015, et à 116 Mb/j en 2030. Plus de 70 pour cent de cette hausse devrait êtreimputable aux pays en développement. D’après les estimations de l’AIE, les transports seront
responsables de 63 pour cent de l’augmentation de la consommation de pétrole d’ici à 2030 (AIE,
2006a, p. 88).
Dans les pays en développement, la demande de pétrole augmentera sous l’effet de la
motorisation du transport de personnes et de l’expansion continue du commerce international. Compte
tenu de la probabilité que, dans les économies en développement, le taux de motorisation atteindra la« saturation » à un niveau très inférieur à celui enregistré aux États-Unis ou au Canada, Dargay et al.
(2007) prévoient que le parc automobile mondial passera d’environ 800 millions de véhicules
actuellement à plus de 2 milliards en 20302. Le parc des pays non membres de l’OCDE devrait
représenter largement plus de la moitié de ce total, selon les prévisions, en 2030, contre à peu près unquart aujourd’hui. Le parc chinois devrait atteindre 390 millions de véhicules en 2030, soit 20 fois plus
qu’il y a tout juste cinq ans. En fonction des résultats qu’obtiendra la Chine en matière de maîtrise dela consommation de carburant, Huo et al. (2007) prévoient qu’à l’horizon 2050, les véhicules à moteur
consommeront en Chine entre 12 et 21 millions de barils par jour et émettront 2-3 milliards de tonnes
de CO2 par an.

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -135

Le Conseil mondial des entreprises pour le développement durable (WBCSD) (2004) prévoit une
croissance du même ordre de la demande de transport de personnes et de marchandises. D’ici à 2050,
le nombre annuel de voyageurs-kilomètres devrait plus que doubler, passant d’un chiffre légèrement
supérieur à 30 000 milliards en 2000 à plus de 70 000 milliards en 2050 (soit une hausse annuelle de1.7 pour cent). Le trafic de marchandises devrait plus que tripler au cours de la même période, son
taux de croissance annuel moyen étant de 2.3 pour cent. Selon l’étude du WBCSD, la répartition
modale des activités de transport ne devrait pas énormément changer. Le mode routier demeurera
probablement prépondérant, malgré la croissance un peu plus rapide du transport aérien et du fretferroviaire.
La consommation mondiale de carburants devrait doubler, d’ici à 2050, en dépit de grands
progrès en efficacité énergétique. Le rapport Mobilité 2030 prévoit que la consommation d’énergie desvéhicules légers, des poids lourds et des avions diminuera respectivement de 18 pour cent, de 29 pourcent et de 29 pour cent d’ici à 2050. L’AIE (2006b, p. 253) affirme que la consommation spécifique decarburant des véhicules à essence pourrait être réduite de 40 pour cent à faible coût à l’horizon 2050.
Ces gains d’efficacité énergétique, bien qu’extrêmement appréciables, ne sont pas suffisants pourcompenser l’augmentation prévue de l’activité de transport assurée par ces types de véhicules, qui se
chiffrera respectivement à 123 pour cent, 241 pour cent et 400 pour cent. En 2050, la consommation
mondiale annuelle de carburant pour les transports devrait atteindre 5 000 milliards de litresd’équivalent essence, soit pratiquement 180 exajoules.

Graphique 3a. Trafic voyageurs au niveau mondial jusqu’en 2050 (WBCSD, 2004)
Milliers de milliards (1012) de voyageurs-kilomètres par an

Taux de croissance annuels moyens

Source : Calculs du projet Mobilité durable.

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136 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
Graphique 3b. Trafic marchandises au niveau mondial jusqu’en 2050 (WBCSD, 2004)
Milliers de milliards (1012) de tonnes-kilomètres par an

Taux de croissance moyens annuels

Note : Sauf transports aérien, maritime, fluvial et par conduites.
Source : Calculs du projet Mobilité durable.

L’augmentation de la demande accentue le risque de volatilité des marchés pétroliers mondiaux,comme nous l’expliquerons à la section suivante. Le régime actuel de prix élevés du pétrole est
qualifié de choc des prix induit par la demande, à la différence de ceux de 1973-1974, de 1979-1980 etde 1990-1991, qui avaient incontestablement été provoqués par une brusque contraction de l’offre. Il
est évident que la forte hausse imprévue de la demande, notamment de la Chine et de l’Inde, acontribué à la flambée actuelle des cours. Les contraintes du côté de l’offre jouent également un rôle
non négligeable. L’Irak, dont les réserves occupent le deuxième rang dans le monde, est toujours dansl’incapacité d’augmenter sa production, ce qui contribue certainement au maintien de prix élevés.
Pourtant, le premier choc pétrolier (1973-1974) avait été précédé par une augmentation encore plus
rapide de la demande mondiale : elle progressait au rythme de 7 pour cent par an lorsqu’a commencé
l’embargo décrété par les pays arabes membres de l’OPEP. Autre fait tout aussi important, laproduction pétrolière des États-Unis -- qui étaient jusqu’alors le premier producteur mondial -- venait
d’atteindre son pic en 19703. Quand tous les pays producteurs non membres de l’OPEP auront connu
leur pic de production, le pouvoir de marché de l’OPEP augmentera, tout comme le risque de hausse etde volatilité accrue des cours.

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -137

3. RESSOURCES, OPEP ET TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Le rythme stupéfiant auquel progresse la consommation pétrolière mondiale doit être replacédans la perspective des réserves restantes. Combien reste-il de pétrole et, plus important encore, peuton l’extraire à un rythme suffisant pour satisfaire la demande croissante ? Bien que certains pensent
que le pic de production est imminent, qu’il sera brutal et que le déclin rapide de la production qui
s’ensuivra aura des conséquences dramatiques, il est généralement admis que la production desrégions hors OPEP atteindra bientôt un palier, ou l’a déjà atteint. En conséquence, pour que lesapprovisionnements pétroliers augmentent, il faudra, soit que les pays de l’OPEP les fournissent, soitque s’opère une transition de grande ampleur vers l’exploitation des sources non conventionnelles decombustibles liquides. L’OPEP va donc voir augmenter son pouvoir de marché, ce qui aura sans doutedes répercussions importantes sur les coûts futurs des carburants.

3.1. Ressources pétrolières conventionnelles
L’US Geological Survey (USGS) a achevé, en 2000, une étude scientifique exhaustive desressources pétrolières conventionnelles au niveau mondial. Les géologues de l’USGS ont estimé lesquantités de pétrole conventionnel, de gaz et de liquides de gaz naturel (LGN) qu’ils jugeaient« techniquement récupérables » et susceptibles de s’ajouter aux réserves d’ici à 2025 (Ahlbrandt et al.,2005, p. 1). Les estimations tiennent compte des ressources non encore découvertes et del’augmentation des réserves de pétrole des gisements découverts. Comme ni les unes ni les autres nepeuvent être quantifiées avec précision, les estimations de l’USGS sont présentées sous forme dedistributions de probabilités plutôt que de valeurs uniques. S’agissant uniquement du pétrole brut,l’estimation moyenne des ressources ultimes est de 3 000 milliards de barils, avec une probabilité de95 pour cent d’au moins 2 200 milliards de barils et une probabilité de 5 pour cent de plus de
3 900 milliards de barils (Tableau 1). Les estimations des ressources ultimes tiennent compte de laconsommation cumulée à ce jour et des réserves prouvées. Par conséquent, l’estimation moyenne desréserves restantes de pétrole brut en 2005 est de 2 994 - 979 = 2 015 milliards de barils.

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138 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
Tableau 1. Ressources mondiales de pétrole conventionnel jusqu’en 2025 :estimations de l’USGS

Ressourcesnondécouvertes
Augmentation
des réserves
Rés. prouvées
Production
cumulée
TOTAL

95 %
394

Pétrole50 % 5 %683
1202

Liquides de gaz naturel
95 % 50 % 5 % Moyenne
196
101
387
214

Tous produits pétroliers
95 % 50 % 5 % Moyenne
879
495
1589
939

255

675

1094

675

26

55

84

55

281

730

1178

730

884
710

884
710

884
710

884
710

75
7

75
7

75
7

75
7

959
717

959
717

959
717

959
717

2244

2953

3890

2994

210

334

553

351

2454

3286

4443

3345

Moyenne725

Source : USGS, 2000, données modifiées par Greene et al. (2003) pour prendre en considération lesliquides de gaz naturel.
Unité : milliard de barils. Les chiffres étant arrondis, les totaux peuvent différer de la somme destermes.

Combien de temps dureront les réserves de pétrole ? Malheureusement, en divisant les
2 000 milliards estimés de barils de pétrole brut restants par le taux actuel de production annuelle(26.5 milliards de barils), on n’obtient pas une estimation de la durée des ressources en pétrole
conventionnel, mais encore une mesure de leur quantité, exprimée dans une unité inhabituelle :l’année. Pour que le pétrole soit utile au système de transports mondial, la production doit aller de pairavec les besoins, à un rythme qui ne cessera d’augmenter d’ici à 2050. La principale découverte destenants de la théorie du pic de production est d’avoir compris que la question cruciale à se poser n’est
pas « Quand allons-nous manquer de pétrole ? » mais plutôt « Quand ne sera-t-il plus possible
d’augmenter le taux de production ? ». Les disciples de M. K. Hubbert, géophysicien employé par lacompagnie Shell qui avait prédit sans se tromper le pic de la production de pétrole brut des États-Unisde 1970, pensent que la production culmine quand environ la moitié des ressources ultimes
récupérables d’un gisement a été extraite. La correspondance entre ce seuil de 50 pour cent et l’apogéede la production a été observée dans de nombreuses régions du monde.
Quand atteindrons-nous le pic mondial de la production de pétrole conventionnel ? Sur ce point,
les experts ne sont guère d’accord. Les principaux points de divergence sont répertoriés ci-dessous(Greene et al., 2006).
1. Quantité existante de pétrole conventionnel (voir Tableau 1).
2. Quantité de pétrole dans les pays de l’OPEP et rythme de production voulu par ces
derniers.
3. Quantité de pétrole non conventionnel utilisable pour remplacer le pétrole conventionnel
et rythme de production.
4. Rythme de déclin de la production de pétrole conventionnel après le pic.
L’Association pour l’étude des pics de production de pétrole et de gaz naturel (Association for the
Study of Peak Oil, ASPO) considère que l’USGS surestime en général les ressources pétrolières
mondiales, que l’OPEP dispose de moins de pétrole qu’elle ne le prétend et que le rythme de baisse dela production après le pic sera comparable aux taux de déclin observés dans les régions où laproduction a d’ores et déjà culminé. Compte tenu de ces hypothèses, le pic de la production mondiale
est prévu juste après 2010 (Graphique 4). Les tenants de la théorie du pic de production ne pensent pas
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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -139

que les ressources non conventionnelles permettront de combler l’écart croissant entre offre etdemande et s’attendent par conséquent à voir la demande s’effondrer, sous l’effet des prix pétroliersextrêmement élevés.

Graphique 4. Estimations de la production mondiale de pétrole et de gaz jusqu’en 2050
(ASPO, 2007)
Gbep = milliards de barils d’équivalent pétrole
Schéma général d’épuisement des ressources

COURBES DE LA PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL
Scénario de base de 2005
[gauche, vertic.] Gbep[en bas]LGN
Pétrole classiquePétrole lourd, etc.
Gaz
Eaux profondes
Gaz non conventionnel
PolaireLes prévisions des Gouvernements et des entreprises sont plus optimistes. Elles tablent sur desressources mondiales nettement plus importantes et laissent présager que des approvisionnements
issus de sources non conventionnelles (sables pétrolifères, pétroles extra-lourds, charbon et gaztransformés en carburants liquides (CTL et GTL) par le procédé Fischer-Tropsch) viendront
progressivement s’ajouter à ceux de pétrole conventionnel. D’après ces prévisions, les schistes
bitumineux ne devraient pas jouer de rôle significatif avant 2030.

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140 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS« Le concept de pic de la production de pétrole et la date à laquelle il sera atteint suscitentdes controverses passionnées. La définition du segment de la production pétrolière mondialeréputé avoir atteint son pic ou l’approcher est fortement déterminante à cet égard. Il est vrai
que nos prévisions donnent à penser que la production totale de pétrole brut conventionnel
hors OPEP aurait, pour le moment, atteint un palier, et non un pic. Les approvisionnements
en brut conventionnel se sont établis à 40 Mb/j en 2003, n’ont pas varié depuis et pourraientse maintenir à ce niveau jusqu’en 2012. Bien que des hausses importantes soient attendues en
ex-Union soviétique, au Brésil et en Afrique subsaharienne, elles ne suffiront qu’à compenser
la baisse des quantités de brut extraites ailleurs. Autrement dit, au cours de la période
2007-2012, la croissance des approvisionnements hors OPEP concernera exclusivement desliquides de gaz naturel, du pétrole extra-lourd, des biocarburants (et, à l’horizon 2012,
145 000 b/j de charbon transformé en liquides par procédé CTL en Chine). » (AIE, 2007,
p. 30).

Il est certes prévu que l’OPEP procédera à des accroissements de production non négligeables,
mais ils seront de l’ordre de la moitié des volumes projetés avant les hausses de prix des quatre
dernières années. D’après le scénario de référence élaboré par l’Energy Information Administration(EIA) dans sa publication International Energy Outlook 2006 (IEO2006), la consommation mondialede pétrole, qui était de 80 millions de barils par jour (Mb/j) en 2003, devrait s’établir à 118 Mb/j en
2030, en dépit d’un prix du pétrole à 57 USD par baril (en dollars de 2004) (EIA, 2006, chapitre 3).
Les pays de l’OPEP devraient en fournir 14.6 Mb/j de plus, tandis que les autres pays producteurs en
fourniront 23.7 Mb/j, dont près de la moitié (11.5 Mb/j) seront produits à partir de sources nonconventionnelles. Par rapport aux prévisions concernant la production des pays de l’OPEP qui
figuraient dans l’IEO2005, la révision à la baisse est spectaculaire. L’IEO2005, dont les projectionsn’allaient que jusqu’en 2025, prévoyait que les approvisionnements provenant des pays de l’OPEP
augmenteraient de 24 Mb/j à l’horizon 2025. Dans l’IEO2006, en revanche, l’accroissement prévu
pour 2025 n’est plus que de 11.8 Mb/j. Par conséquent, on s’attend à une hausse des cours mondiaux.
En 2030, selon l’IEO2006, le prix du baril représente 34 USD dans le scénario de prix bas, 57 USD
dans le scénario de référence et 96 USD dans le scénario de prix élevé. Dans l’IEO2005, lesprojections correspondantes (pour 2025) étaient de 21 USD, 35 USD et 48 USD le baril.
Contrairement à l’EIA, l’AIE pense que la production de pétrole hors OPEP atteindra son
maximum bien avant 2030 (Graphique 5), mais qu’il faut s’attendre davantage à un palier qu’à unvéritable pic.
« Dans l’ensemble, la production hors OPEP de pétrole brut conventionnel devrait culminerd’ici le milieu de la prochaine décennie et décliner ensuite, même si la tendance sera
partiellement compensée par la progression régulière de la production de LGN [liquides degaz naturel]. » (AIE, 2006a, p. 94).
Cette vision est partagée par ExxonMobil, dont les prévisions de 2004 concernant lesapprovisionnements pétroliers mondiaux montrent que la production hors OPEP culminera aux
alentours de 2015 (Graphique 6). Comme les projections antérieures de l’EIA et de l’AIE, les calculs
d’ExxonMobil se fondent sur l’hypothèse selon laquelle les pays de l’OPEP combleront l’écart entre
l’approvisionnement en combustibles liquides assuré par les producteurs non membres de l’OPEP et lademande mondiale attendue.

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -141

Graphique 5. Production hors OPEP de pétrole brut et de LGN, World Energy Outlook 2006

Pic de production = 52 Mb/j[à gauche, vertic.] Mb/jZone OCDE Économies en transition Pays en développement LGN
Source : AIE, 2006a, Graphique 3.6, p. 95.

Graphique 6. Projections d’ExxonMobil : approvisionnements pétroliers mondiauxjusqu’en 2030 (Tillerson, 2004)

Demande d’approvisionnements provenant de pays de l’OPEP
Mb/j
Demande de combustibles liquides Brut OPEP
Biocarburants
DiversLGN

Condensats OPEP
Sables pétrolifères
Brut + condensats hors OPEPPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

142 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
Les projections de prix plus récentes de l’EIA reflètent la thèse selon laquelle les pays de l’OPEP
pourraient combler l’écart, mais seulement à des prix beaucoup plus élevés que prévu. Cette thèseconfirme que le pic de la production hors OPEP augmentera le pouvoir de marché du cartel, et ellecorrobore l’analyse approfondie des niveaux de production qui servent au mieux les intérêts
économiques de l’OPEP (Gately, 2004). Fondée sur l’appréciation de l’EIA selon laquelle l’OPEP est
moins encline à une augmentation spectaculaire de sa production qu’on ne le pensait précédemment,
cette thèse ne tient pas compte d’éventuelles variations de l’évaluation par l’EIA des ressources
pétrolières de l’OPEP (EIA, 2006, p. 25). Les actions de l’OPEP sont déterminantes, car toutediminution de sa production aura tendance à faire grimper les cours mondiaux du pétrole et à accélérer
la transition vers l’utilisation d’autres sources d’énergie, tandis que des prix volatils accroîtront lerisque de l’investissement dans des solutions de rechange.
Les trois scénarios de l’EIA – scénario de référence, scénario de prix bas et scénario de prixélevés – découlent d’hypothèses différentes concernant : 1) l’importance des ressources
conventionnelles (ultimes récupérables) ; et 2) la disposition des membres de l’OPEP à accroître leurproduction (EIA, 2007, p. 34). Le scénario de référence s’appuie sur les estimations moyennes desressources en pétrole et en gaz naturel effectuées par l’US Geological Survey (Ahlbrandt et al., 2005).
Le scénario de prix élevés repose sur l’hypothèse selon laquelle les ressources de pétrole brut seront
inférieures de 15 pour cent aux estimations moyennes, et le scénario de bas prix table sur desressources pétrolières mondiales de 15 pour cent supérieures. De ces hypothèses dépend, dans les trois
scénarios, l’ampleur possible de l’augmentation de la production des pays non membres de l’OPEP. Il
faut noter que, contrairement à ExxonMobil et à l’AIE, l’EIA prévoit une croissance desapprovisionnements hors OPEP durant toute la période considérée. Toutefois, les projections de l’EIA
tiennent compte de sources non conventionnelles telles que les sables pétrolifères, le pétrole extralourd, ainsi que les carburants CTL et BTL (filière Fischer-Tropsch) (Tableau 2). Dans le scénario deprix élevés, la production de l’OPEP décroît jusqu’en 2015, pour remonter très progressivement
jusqu’en 2030. Dans le scénario de référence, la production de l’OPEP passe de 34 Mb/j à 47.6 Mb/jen 2030 ; en revanche, dans le scénario de prix bas, elle atteint 54.7 Mb/j en 2030.

Tableau 2. Production de pétrole de l’OPEP et hors OPEP dans les trois scénariosde prix de l’Annual Energy Outlook 2007 (Mb/j)Prix bas
2005
2010
2015
2020
2025
2030

34.0
34.7
39.3
43.9
49.2
54.7

2005
2010
2015
2020
2025
2030

50.3
57.5
62.1
66.2
70.1
73.4

Scénario de référence
OPEP
34.0
34.7
37.5
40.2
43.7
47.7
Hors OPEP
50.3
56.3
60.2
63.1
66.3
69.7

Prix élevés
34.0
31.2
29.1
29.3
31.4
33.3
50.3
55.6
60.9
64.1
66.0
68.3

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -143

Une vision réaliste de l’évolution future du marché pétrolier mondial amène à déceler deux
problèmes dans ces scénarios. Premièrement, comme Gately (2004) et l’EIA elle-même (EIA, 2006)
l’ont démontré, le cartel de l’OPEP peut doper ses recettes en réduisant sa production. Le Graphique 7
montre que la production cumulée, d’ici à 2025, de 172 milliards de barils rapporte des revenus
pétroliers estimés à 7 100 milliards USD, tandis qu’une production de 63 milliards de barils
supplémentaires rapporte 500 milliards USD de moins. Pour les pays dont l’économie repose sur lesrecettes pétrolières, le choix est vite fait. Deuxièmement, les trois scénarios de prix supposent que laproduction de l’OPEP et les cours mondiaux évolueront de façon régulière. Comme nous l’indiquions
plus haut, cela est dû au fait que les projections sont censées décrire une tendance centrale et non les
trajectoires des prix futurs. Néanmoins, l’évolution du marché mondial du pétrole depuis l’entrée en
scène de l’OPEP contredit radicalement ces scénarios (voir Graphique 1). À l’avenir, le pouvoir demarché de l’OPEP a plus de chances de se renforcer que de décliner. Il est donc presque certain que
les cours pétroliers mondiaux seront volatils, comme nous l’expliquons ci-dessous.

Graphique 7. OPEP : revenus à différents niveaux de production, 2003-2025(Ministère de l’Énergie des États-Unis/EIA, 2006)
Production et recettes cumulées, 2003-2025 : pays du Moyen-Orient membres de l’OPEP
Cumlative Production and Revenues, 2003-2025:
Middle East OPEC Members
$7.1

$6.7

$6.6

$7.0

Billions of Barrels

250
200

$8.0

$6.0

235.4

$5.0

189.8

150

171.9

$3.0

Production

100

$2.0

Revenues

50

$4.0

$1.0

Trillions of 2003 Dollars

300

$0.0

0
Reference CaseHigh A Oil PriceHigh B Oil Price2005 Annual Energy Outlook Case

[gauche, vertic.] Milliards de barils
Production
Recettes[droite, vertic.] Milliers de milliards (dollars de 2003)
Scénario de référencePrix élevés : scénario A Prix élevés : scénario B
Scénarios tirés de Annual Energy Outlook 2005

Ni l’EIA ni l’AIE ne tentent de prévoir la volatilité des prix. Pourtant, l’évolution des coursmondiaux du pétrole depuis la première « crise de l’énergie » (1973-1974) montre que l’instabilité enest la caractéristique prépondérante depuis trente ans (Graphique 5). Jusqu’en 1973, les États-Unisétaient le premier pays producteur de pétrole du monde et la Texas Railroad Commission parvenait
assez bien à maintenir des prix stables. Mais depuis que leur production de brut a culminé à 9.64 Mb/
en 1970, le cartel de l’OPEP a acquis un pouvoir de marché dont il use de manière erratique pour agir
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144 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
sur les cours mondiaux. Si la production totale de pétrole conventionnel hors OPEP marque un pic,
l’influence du cartel en sera encore augmentée, ce qui n’entraînera pas nécessairement unrenchérissement ou une volatilité accrue des cours, mais l’un et l’autre sont très probables.
3.2. Hydrocarbures fossiles non conventionnels et charbon
La solution de facilité consistera à combler l’écart croissant entre la demande mondiale deproduits pétroliers et l’offre de pétrole conventionnel avec des carburants classiques dérivés deressources fossiles non conventionnelles. Les quantités d’hydrocarbures fossiles non conventionnels
permettant de produire des carburants pour les transports sont énormes. L’incertitude des estimations
chiffrées des ressources en pétrole non conventionnel est d’autant plus grande que celles-ci étaient
généralement inexploitables, jusqu’à une date récente, pour des raisons technologiques ouéconomiques. On classe généralement les ressources pétrolières non conventionnelles en trois
catégories : les sables pétrolifères, les pétroles extra-lourds et les schistes bitumineux. Les deux
premiers présentent une viscosité si élevée qu’ils ne s’écoulent pas et nécessitent des méthodes
d’extraction spéciales, ainsi qu’une valorisation plus poussée que le pétrole conventionnel, parce qu’ils
ne contiennent pas les composants plus légers et plus volatils indispensables dans les carburants
moteurs. Quoi qu’il en soit, on produit aujourd’hui des sables asphaltiques et des pétroles extra-lourds
en quantités faibles (par rapport à la consommation mondiale de pétrole brut) mais croissantes, ce qui
conduit certains à les considérer comme des ressources conventionnelles.
Sur le plan géographique, les ressources pétrolières non conventionnelles semblent trèsconcentrées. Les ressources d’huiles extra-lourdes se trouvent essentiellement au Venezuela, quidispose d’ores et déjà d’environ 1 200 milliards de barils en place, dont 270 milliards de barils
récupérables dans l’état actuel de la technologie (AIE, 2006b, p. 265). Les ressources en sables
pétrolifères sont concentrées au Canada, qui en possède 1 600 milliards de barils (dont 310 milliards
récupérables), soit 80 pour cent des réserves connues dans le monde. Les gisements de schistes
bitumineux sont concentrés aux États-Unis, dont les réserves se chiffrent approximativement à
500 milliards de barils de qualité moyenne et 1 000 milliards de barils de basse qualité.
D’après l’AIE, la production de pétrole non conventionnel devrait passer d’environ 1.6 mb/jactuellement à 9 MB/j (soit de 2 pour cent à 8 pour cent des approvisionnements mondiaux) en 2030
(AIE, 2006a, p. 97). L’augmentation devrait concerner essentiellement la production de sables
pétrolifères canadiens (qui devrait passer de 1 MB/j en 2005 à 5 MB/j en 2030) et, en moindre
proportion, les carburants GTL (2.3 MB/j en 2030) et CTL (750 kb/j), surtout produits en chine.
L’EIA prévoit, quant à elle, une hausse de la production de pétrole non conventionnel qui passerait de
1.8 MB/j en 2003 à 11.5 MB/j en 2030, soit à peine 10 pour cent de la production totale decombustibles liquides pour cette année-là. Dans le scénario de prix mondiaux élevés du pétrole élaboré
par l’EIA, la production de pétrole non conventionnel devrait être portée à 16.3 MB/j en 2030
(Graphique 8).
Les carburants classiques peuvent également être obtenus par synthèse à partir de charbon ou de
gaz naturel à l’aide d’une technologie éprouvée, à des coûts inférieurs aux prix actuels du pétrole(35-40 USD/b : AIE, 2006b, p. 270). Les coûts de transformation du gaz naturel en combustibles
liquides sont étroitement liés au prix du gaz naturel. Les projets GTL se limiteront donc sans doute auxréserves de gaz « marginales », c’est-à-dire celles dont le gaz ne peut pas être transporté par gazoduc
jusqu’aux marchés et qui ne sont pas assez importantes pour justifier la création d’un terminal GNL.
Selon les estimations de l’AIE, les champs marginaux recèlent au total 6 000 exajoules (près de
1 000 milliards de barils d’équivalent pétrole), dont plus de la moitié se trouvent au Moyen-Orient.
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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -145

La transformation du charbon en combustibles liquides par gazéification et synthèse catalytique
est un procédé qui date du début du 20ème siècle. Aujourd’hui, la compagnie pétrolière sud-africaine
Sasol exploite deux usines CTL d’une capacité de 150 kb/j (80 pour cent de gazole synthétique et20 pour cent de naphta synthétique). Les réserves prouvées mondiales de charbon s’élèvent à 1 million
de milliards de tonnes courtes, ce qui est plus que suffisant pour faire fonctionner les moyens detransport de toute la planète jusqu’à la fin du siècle. Néanmoins, les émissions de dioxyde de carbone« du puits à la roue » sont plus que doublées lorsqu’on utilise des carburants CTL, sauf si le carboneémis pendant le procédé de transformation est capté et stocké. Les deux tiers du carbone présent dansle charbon sont libérés sous forme de dioxyde de carbone pendant le processus de fabrication du
combustible (AIE, 2006b, p. 270).
Graphique 8. EIA : Projections des approvisionnements mondiaux en pétrole conventionnel
et non conventionnel en 2030 (IEO2006)

Millions de barils par jour

EIA : Projections des approvisionnements mondiaux en pétrole conventionnel
et non conventionnel en 2030 (IEO 2006)
140

7.1

120

11.5

100

21.1

80
60

120.6

106.5
80.8

40
Non conventionnel
Conventionnel

200Prix bas

Scénariode référencePrix élevés

3.3. Pouvoir de marché de l’OPEP et cours mondiaux du pétrole
Les approvisionnements en pétrole conventionnel des pays producteurs de pétrole non membres
de l’OPEP sont stables ou en baisse, ce qui va renforcer le pouvoir de marché du cartel de l’OPEP etprovoquer des effets importants sur le niveau et la stabilité des prix pétroliers et le coût des carburants.
Cette évolution entraînera selon toute vraisemblance, non seulement une hausse des prix pétroliers, enmoyenne, mais aussi une volatilité accrue. Cette dernière est regrettable, en outre, car l’instabilité desprix accroît les risques encourus par les entreprises énergétiques qui envisagent des dépenses
d’investissement considérables, lesquelles seront nécessaires pour répondre à la demande mondialecroissante de carburants.

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146 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
L’augmentation du pouvoir de marché de l’OPEP accentuera probablement la volatilité des coursdu pétrole, d’une part parce que la sensibilité-prix de la demande mondiale et des approvisionnements
hors OPEP diffère de un à dix selon qu’il s’agit du court ou du long terme, et d’autre part du fait quel’OPEP n’est pas un monopoleur guidé par un seul but, mais un cartel d’États souverains aux priorités
différentes. La théorie économique montre que le pouvoir de marché d’un monopoleur contrôlant une
partie mais non la totalité du marché augmente à mesure que : 1) sa part de marché s’accroît ;2) l’élasticité-prix de la demande diminue ; et 3) l’élasticité-prix de l’offre de ses concurrents diminue.
En outre (voir Annexe), ce pouvoir de marché est amplifié lorsque la demande augmente et que lesapprovisionnements en provenance du reste du monde déclinent. Le pouvoir de marché se traduit
notamment par la capacité d’augmenter les revenus en réduisant la production. Le prix qui permet audétenteur d’un monopole partiel de maximiser ses profits dépend donc de sa part de marché ainsi quede l’élasticité-prix de la demande et de l’offre concurrente du reste du monde. Comme ces élasticitéssont dix fois plus faibles à court terme (~ 1 an) qu’à long terme (~ 15 ans), le prix qui permet à l’OPEP
de maximiser ses profits à court terme est beaucoup plus élevé que celui qu’il peut faire perdurer àlong terme.4
Avec les équations statiques relatives au prix qui maximise le profit présentées en Annexe auprésent rapport, les courbes des prix qui maximisent les profits de l’OPEP à court terme (courbe duhaut) et à long terme (courbe du bas) ont été construites comme une fonction de sa part de marché(Graphique 9). Les courbes ne sont pas représentées sous une forme linéaire, mais par une successiond’intervalles de confiance pour refléter le fait que l’élasticité de l’offre et celle de la demande ne sont
pas connues avec une absolue précision. Sur ce même Graphique, les cours mondiaux du pétrole
observés dans le passé sont indiqués par des points en regard de la part de marché de l’OPEP à lamême date. Le tableau obtenu est révélateur. De 1965 à 1972, alors que les membres de l’OPEPétaient en train de nationaliser leurs ressources pétrolières et que les États-Unis étaient encore lepremier producteur mondial, les prix étaient même inférieurs au cours qui permettait au cartel demaximiser ses profits à long terme. Lorsque les pays arabes membres de l’OPEP ont boycotté les pays
ayant aidé Israël pendant la guerre d’octobre 1973, les cours mondiaux sont remontés en flèche etrepassés au-dessus du niveau maximisant les profits à long terme (mais ils étaient encore loind’atteindre le niveau permettant de maximiser les profits à court terme). Jusqu’à cette date, la demandemondiale de pétrole progressait d’environ 7 pour cent par an. Durant les cinq années suivantes,
l’OPEP a pu continuer à pratiquer des prix très supérieurs au niveau qui lui permettait de maximiser
ses profits à long terme, en n’enregistrant qu’une faible perte de part de marché. Pendant la guerre
Iran-Irak, le manque à produire a encore fait doubler les cours mondiaux du pétrole qui, cette fois, ont
atteint le niveau correspondant à la courbe des prix permettant de maximiser les profits à court terme.
À ce moment-là, l’OPEP a choisi de défendre un pétrole plus cher. Néanmoins, la seule arme que lecartel peut utiliser à cet effet est de réduire la production ; or, c’est au détriment de sa part de marchéet, partant, de son pouvoir de marché. Durant cette période, le sacrifice le plus important a été consenti
par l’Arabie saoudite, qui a ramené sa production de 9.9 Mb/j en 1980 à 3.4 Mb/j en 1985 (EIA, 2007,
Tableau 11.5). À ce stade, n’ayant plus de marge de manœuvre, l’OPEP a été contrainte de sesoumettre aux mécanismes du marché. Les prix se sont effondrés en 1986. Toutefois, comme les pays
du cartel possédaient les trois quarts des réserves prouvées mondiales et plus de la moitié desressources ultimes récupérables de pétrole conventionnel, regagner les parts de marché perdues n’était
qu’une question de temps sur un marché pétrolier mondial en pleine expansion (Greene, Jones etLeiby, 1998). L’OPEP a ainsi reconquis son pouvoir de marché et, lorsque sa part a de nouveau
franchi le seuil de 40 pour cent en 2004, le prix du pétrole a fortement augmenté.

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -147

Graphique 9. Évolution des cours pétroliers mondiaux depuis 1965 et fonctions des prix
maximisant les profits du monopoleur (l’OPEP) à long et à court termePart de marché du cartel et cours pétroliers mondiaux : 1965-2006
$100
$90

1979

USD 2006/baril

$80
$70

2006

$60
$50

1974

1985
1990

$40

2000

$30
1986

$20

1998

$10

1965

$0
25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

Part de marché des 11 membres de l’OPEP

La dépendance vis-à-vis du pétrole induit des coûts économiques exorbitants pour les pays
consommateurs. Greene et Ahmad (2005) ont estimé que, sur le plan économique, elle avait coûté aux
États-Unis plus de 4 000 milliards USD depuis 1970. D’après Leiby (2007), les coûts économiques
externes de la dépendance pétrolière des pays de l’OCDE se montent à environ 40 USD par baril.
Aucune de ces deux études n’a tenté de chiffrer les coûts diplomatiques et militaires des conflits liés
au pétrole, mais ils sont à l’évidence considérables. Dans le mémoire qu’il a publié récemment, Alan
Greenspan (Paterson, 2007), ancien président du Conseil des gouverneurs de la Réserve fédérale desÉtats-Unis, a déclaré sans ambages que le pétrole était la véritable raison d’être de la guerre qui sedéroule actuellement en Irak. Bien que l’on ne soit pas certain du sens dans lequel il souhaitait quel’on interprète sa déclaration, il est indéniable que la guerre n’aurait pas eu lieu s’il n’y avait pas eu depétrole en Irak ou dans la région, ou s’il avait existé en abondance dans le monde des produits
rentables de substitution au pétrole. On estime que la guerre d’Irak a déjà fait plus d’un million demorts (Burnham et al., 2006) et que le nombre de personnes blessées ou déplacées est beaucoup plusélevé. Pour les économies irakienne et américaine, les coûts se chiffreront certainement en milliers demilliards de dollars. Même s’il est difficile à imputer et à quantifier, le risque de futurs conflits
pétroliers coûteux doit être pris en compte lors de toute évaluation prospective des coûts descarburants.

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148 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS

4. ÉVOLUTION DES POLITIQUES ET PROGRÈS TECHNOLOGIQUE

Outre le jeu de l’offre et de la demande évoqué ci-dessus, le progrès technologique, et surtout
celui qui est induit par des politiques vigoureuses de protection du climat mondial et de recherche desources d’énergie durables pour les transports, pourrait avoir les répercussions les plus fortes, nonseulement sur les prix futurs des carburants, mais aussi sur le choix des énergies qui seront utiliséespour transporter les personnes et les marchandises. À l’heure actuelle, les sources énergétiques desubstitution ne peuvent pas concurrencer les sources conventionnelles et non conventionnelles
d’hydrocarbures liquides à l’échelle qu’exigent les opérations de transport liées à l’activitééconomique mondiale. La contribution potentielle des carburants dérivés de la biomasse est
importante, mais limitée. Les améliorations de l’efficacité énergétique grâce à des technologieséprouvées peuvent jouer un rôle décisif en freinant la progression de la demande d’énergie pour lestransports. Toutefois, l’expérience des trois dernières décennies a montré que, en l’absence decontraintes imposées par les pouvoirs publics, les technologies susceptibles de réduire laconsommation des véhicules servent plutôt à en augmenter la puissance et le poids. Il existe denouveaux vecteurs énergétiques extrêmement prometteurs, comme l’hydrogène et l’électricité, mais
des percées technologiques majeures et une ferme détermination des pouvoirs publics seront
nécessaires avant qu’ils puissent évincer les hydrocarbures. La possibilité de transformation radicale
du bouquet énergétique utilisé dans les transports est réelle, mais on ne saurait compter dessus sanspour autant l’exclure.

4.1. Séquestration du carbone
Le prix du carbone sera probablement une composante des prix de tous les hydrocarbures liquides
utilisés comme carburants dans les transports. Si le prix du carbone est compris entre 50 et 100 USD
par tonne de CO2, les prix de ces carburants augmenteront de 0.15-0.25 USD par litre. Cependant, si
des ressources fossiles non conventionnelles à forte teneur en carbone (charbon entrant dans leprocédé CTL ou schistes bitumineux, par exemple) deviennent la source marginale
d’approvisionnement pour élaborer des carburants, le coût du captage et du stockage du carbone(CSC) deviendra un élément important du cours du pétrole. Heureusement, la gazéification suivie de lasynthèse Fischer-Tropsch génèrent un flux d’émissions de CO2 relativement pur, contrairement aux
centrales électriques. C’est un avantage non négligeable, car on estime que le captage du carbone estl’élément le plus important du coût du CSC. Le coût de captage du carbone rejeté lors de la synthèse
Fischer-Tropsch devrait être de l’ordre de 5-10 USD par tonne de CO2, ce qui le situe dans le bas de lafourchette des estimations du coût de captage (GIEC, 2005). Le transport du carbone capté majore cecoût de 1-8 USD par tonne, en fonction surtout de la distance entre le lieu de captage et un site destockage adapté ; s’y ajoutent le coût du stockage géologique, vraisemblablement de l’ordre de
0.50-8 USD par tonne, et celui de surveillance et contrôle, de 0.10-0.30 USD. Le total, trèsapproximatif, se situe entre 10 et 25 USD par tonne de CO2, soit moins de 0.10 USD par litre, mêmedans le haut de la fourchette. Par conséquent, si l’on table sur la faisabilité du CSC, le coût descarburants CTL pourrait être de l’ordre de 0.25-0.35 USD de plus par litre, en raison des restrictions
pesant sur les émissions de carbone.
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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -149

La faisabilité de la séquestration du carbone n’est nullement garantie. Celle-ci comporte en effet
des risques, qui vont des fuites lentes émanant de formations géologiques aux ruptures catastrophiquesde conduites. Des problèmes juridiques et réglementaires doivent encore être réglés, notamment laquestion des droits de propriété sur le sous-sol et les responsabilités en cas de fuite de CO2. Si le CSC
n’est pas pratiquement applicable aux carburants, le coût des carburants CTL, qui émettent deux fois
plus de carbone (du puits à la roue) que l’essence ordinaire, pourrait inclure une taxation de
0.30-0.50 USD par litre ; le baril de carburant CTL coûterait alors entre 45 et 80 USD. L’écart de coûtentre le carburant CTL et le pétrole conventionnel serait donc de l’ordre de 0.05-0.10 USD par litre(8-16 USD par baril) si le CSC était applicable, et de 40-55 USD dans le cas contraire. Si les
ressources fossiles non conventionnelles à forte teneur en carbone constituent la source marginale
d’approvisionnement en carburants, les prix seront majorés d’environ 10-50 USD par baril, et en casd’incertitude sur le coût et la faisabilité du CSC, la volatilité sera peut-être encore plus importante.

4.2. Efficacité énergétique
En ralentissant la progression de la demande de carburants destinés aux transports, l’amélioration
de l’efficacité énergétique peut exercer une pression à la baisse sur les prix des carburants et conduireà différer les investissements dans les ressources non conventionnelles. Actuellement, le principal
objectif des efforts visant à améliorer l’efficacité énergétique des véhicules est la réduction desémissions de gaz à effet de serre, et non la baisse de la consommation de pétrole. L’Union Européenne
a fixé un objectif volontaire de 120 g de CO2/km pour les nouvelles voitures particulières, à atteindred’ici à 2012. Aux États-Unis, la Californie et d’autres États ont fixé un objectif obligatoire de 128 g
de CO2/km à l’horizon 2016. Le Japon et la Chine ont également défini des normes de consommationde carburant comparables pour les véhicules utilitaires légers (An et al., 2007). Par rapport àl’efficacité énergétique des véhicules neufs actuellement en circulation, ces normes représentent desréductions de consommation comprises entre 20 pour cent et 33 pour cent. Cela semble être, en gros,le maximum de ce qui peut être obtenu avec les technologies éprouvées et sans modifier la taille ou lesperformances des véhicules utilitaires légers.
L’édition de 2006 du World Energy Outlook analyse deux variantes de son scénario de référence,
conçues pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et la consommation de pétrole (AIE, 2006a).
Le scénario de politiques alternatives (« Alternative Policy Scenario » - APS) prend en considération
la plupart des politiques sérieusement envisagées, mais non encore mises en œuvre. Par exemple, lesÉtats-Unis sont supposés adopter les normes d’émissions de gaz à effet de serre de la Californie pourles véhicules utilitaires légers. L’Union Européenne est censée atteindre ses objectifs volontairesd’émissions, tandis que le Japon et la Chine sont supposés se mettre en conformité avec les normes
fondées sur le poids, et les renforcer. Toutes ces normes devraient être respectées avant 2020, encore
que le scénario APS n’envisage pas de mesures supplémentaires. L’hypothèse également retenue estcelle d’une intensification relative des initiatives existantes concernant les biocarburants. Selon lesestimations, ces politiques devraient permettre de réduire de 7.6 Mb/j la consommation de produits
pétroliers dans les transports, et de 0.9 Mt -- soit 11 pour cent -- les émissions de CO2 imputables à cemême secteur. Le scénario prévoyant des politiques plus ambitieuses encore, baptisé « Beyond
Alternative Policy Scenario » (BAPS), table sur une part de marché des véhicules hybrides atteignant
60 pour cent, contre 18 pour cent dans le scénario APS, et sur la commercialisation des technologies
de transformation de la biomasse cellulosique qui autoriserait un doublement des objectifs relatifs aux
biocarburants par rapport au scénario APS. Il en résulte des économies supplémentaires de pétrole de7 Mb/j et 1 Gt de CO2 en 2030.

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150 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
Le recours à des technologies avancées, qui seront presque certainement « prêtes à produire »avant 2030, permettrait des améliorations bien plus importantes (AIE, 2006b, Tableaux 5.2 et 5.5). Il aété estimé que, d’ici à 2030, les véhicules utilitaires légers avancés (avec motorisation à essence,
injection directe et turbo-suralimentation ; à calage de distribution, levée des soupapes et taux decompression variables, couplés à la mise hors circuit du cylindre à faibles charges ; caractéristiques
conjuguées à une meilleure aérodynamique, à l’utilisation de pneumatiques basse résistance auroulement, à la réduction du poids en remplaçant les matériaux employés et à l’utilisation de boîtes devitesses manuelles-automatiques ou de transmissions automatiques à variation continue)
consommeront la moitié environ de la quantité de carburant par kilomètre que consomment lesvéhicules actuels (Kasseris et Heywood, 2007). En 2030, les progrès technologiques qui auront été
réalisés dans le domaine des batteries et des systèmes de propulsion électrique permettront de tripler
les économies d’énergie imputables aux véhicules électriques hybrides par rapport à leur niveau actuel(Kromer et Heywood, 2004). Il faudrait que les véhicules soient allégés d’environ 20 pour cent de leurpoids et que les motoristes renoncent à en augmenter encore la puissance. Pour avoir un effet très
perceptible sur la consommation d’énergie liée aux transports à l’horizon 2030, les percées
technologiques requises devraient être effectives d’ici à 2015-2020, afin que le délai soit suffisant pour
assurer la pénétration sur le marché des nouvelles technologies et en équiper l’ensemble du parc desvéhicules à moteur.
Pour que les avancées techniques en matière d’efficacité énergétique décrites ci-dessus se
traduisent par des réductions de la consommation de produits pétroliers et des émissions de gaz à effetde serre, il est impératif que les consommateurs veuillent bien renoncer à l’augmentation de lapuissance et du poids des véhicules. La concrétisation des potentialités envisageables à l’horizon 2030
en ce qui concerne les véhicules légers passe par l’acceptation, par les consommateurs, de réductions
du poids mais non de la taille des véhicules. Des analyses récemment menées aux États-Unis portant
sur la taille, le poids et les caractéristiques de sécurité des voitures donnent à penser que la sécurité
routière s’améliorerait globalement si l’on allégeait les véhicules sans en réduire la largeur ou
l’empattement (Van Auken et Zellner, 2005 ; Ross, Patel et Wenzeel, 2006), mais la question est
encore controversée (par exemple, Kahane, 2003). Il semble essentiel d’approfondir les connaissancesà cet égard et de convaincre le public d’accepter la réduction du poids des véhicules par l’usage
d’autres matériaux pour que le doublement ou le triplement des économies d’énergie des véhicules
motorisés, envisagé dans les analyses techniques susmentionnées, devienne réalité.
Bien entendu, les véhicules légers ne sont pas le seul mode de transport tributaire deshydrocarbures liquides, mais ce sont assurément ceux qui en consomment le plus. La technologie
hybride se prête bien pour équiper les poids lourds effectuant localement l’enlèvement et la livraisonde marchandises, et elle pourrait améliorer l’efficacité énergétique de 25 pour cent-45 pour cent d’icià 2030 (Duleep, 2007). Il est possible d’obtenir des gains du même ordre de grandeur avec des poids
lourds qui opèrent sur de grandes distances en réduisant la traînée, la résistance au roulement, le poids
des accessoires, la marche au ralenti et la tare, ainsi qu’en perfectionnant encore les moteurs et lestransmissions (Duleep, 2007). Récemment, le Japon a battu en brèche l’opinion largement répandue
selon laquelle le marché de l’efficacité énergétique fonctionne rationnellement dans le secteur desconstructeurs de camions en instaurant, pour la première fois dans le monde en 2006, des normes deperformance applicables aux poids lourds (Wani, 2007) qui obligent à améliorer de 12 pour cent laconsommation de carburant des poids lourds et des autobus avant 2015. A ce jour, les constructeurs
ont bien respecté les objectifs fixés pour 2006 et 2007, mais on ne peut pas encore se prononcer surl’efficacité générale de ces normes. Si les normes japonaises donnent de bons résultats, laréglementation de la consommation de carburant ou des émissions de gaz à effet de serre des poids
lourds pourrait devenir une stratégie adoptée par les pouvoirs publics dans le monde entier pourréduire la consommation de pétrole et les émissions de gaz à effet de serre.
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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -151

4.3. Énergies de substitution
En 2005, la production mondiale de biocarburants pour les transports représentait seulement
1 pour cent environ (0.8 EJ) de la consommation de carburants routiers (Doornbosch et Steenblik,2007). Il serait peut-être possible de produire jusqu’à 20 EJ (11 pour cent) d’éthanol et de biodiesel pardes méthodes classiques d’ici à 2050. Néanmoins, à défaut de progrès décisifs des méthodesd’élaboration de biocarburants à partir de biomasse lignocellulosique, il est clair qu’un tel niveau deproduction aura de graves répercussions sur les prix alimentaires et entraînera une détérioration
importante de l’environnement. La gazéification de la biomasse et le procédé Fischer-Tropsch seraient
aussi envisageables pour obtenir des produits autres que l’éthanol, mais, pour être économiquement
viables, ces solutions imposent de relever de sérieux défis logistiques compte tenu des volumes et dela régularité d’approvisionnement en matière première qui seraient nécessaires. Même si des percées
technologiques le permettent, le potentiel total des biocarburants pourrait se limiter à 40-50 EJ par an
et leur coût avoisinerait probablement 60 USD par baril d’équivalent pétrole (AIE, 2006b, p. 283). Par
conséquent, à moins de bénéficier de mesures de soutien sous une forme ou une autre, lesbiocarburants peineront à concurrencer les carburants classiques issus de sources fossiles nonconventionnelles.
Les véhicules électriques hybrides permettraient de satisfaire une part importante des besoinsénergétiques des voitures particulières avec de l’électricité du réseau, à condition que la technologie
fasse une percée, afin que les batteries tolèrent d’être complètement déchargées à répétition et que leurcoût baisse de façon spectaculaire (AIE, 2006, p. 317). De même, en ce qui concerne les véhicules àpile à combustible à l’hydrogène, il faudrait peut-être diviser par dix le coût des modules et trouver dessolutions innovantes pour le stockage embarqué d’hydrogène. Le projet de substituer sur une grandeéchelle de l’hydrogène et de l’électricité aux carburants classiques apparaît comme excessivement
ambitieux mais, si l’on regarde les progrès accomplis ces 20 dernières années dans le domaine desbatteries et des piles à combustible, cela semble réalisable.
Les technologies vont sans aucun doute évoluer. Il reste à savoir si les progrès seront assez
substantiels et rapides pour changer de vecteurs énergétiques dans les transports. Quoi qu’il en soit, enl’absence de politiques publiques vigoureuses, il ne faudra sans doute espérer ni gains d’efficacitéénergétique importants, ni progression notable de la part de marché des énergies de substitution.

5. PERSPECTIVES DES PRIX DE L’ÉNERGIE UTILISÉE DANS LES TRANSPORTS

D’après les prévisions du scénario de référence, les prix du pétrole devraient baisser ou
légèrement monter jusqu’en 2015, puis augmenter progressivement jusqu’en 2030 (Tableau 3).
Reflétant une tendance centrale, ces projections semblent suggérer la probabilité que les ressources
fossiles non conventionnelles deviennent les sources marginales d’approvisionnement en carburants
pour les transports, puisque même le carburant CTL pourra être produit à un coût avoisinant
40-50 USD par baril (AIE, 2006b, p. 270).
Les prévisions peuvent s’expliquer aussi parce qu’elles tiennent compte du coût marginal du
carburant CTL en cas de fortes contraintes relatives au carbone, s’il est pratiquement envisageable demettre en œuvre le captage et le stockage du carbone (CSC). En partant d’un prix du carbone de
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152 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS
l’ordre de 50 USD par tonne de CO2, si le CSC est applicable et si les estimations de coûts du GIEC
sont à peu près exactes, le CSC majorerait le coût du carburant CTL d’environ 10-25 USD par baril.
Toutefois, la qualité du carburant CTL, supérieure à celle des carburants dérivés du pétrole brut,pourrait justifier une majoration de l’ordre de 10 USD par baril. Les projections des prix pétroliers deréférence de l’AIE et de l’EIA, qui se chiffrent à 55-59 USD le baril, sont à peu près cohérentes avecce scénario. Néanmoins, s’il n’est pas possible d’appliquer le CSC et que le carburant CTL est la
source d’approvisionnement marginale, ces estimations sont trop basses de 10 USD par baril environ,compte tenu des droits accrus à payer en raison du doublement des émissions de carbone. Or, dans un
cadre prévisionnel sur 25 ans, s’agissant des prix du pétrole, une différence de 10 USD est comprisedans la marge d’incertitude.

Tableau 3. Projections des prix mondiaux du pétrole, 2010-2030
Projections
Scénario de référence, AIE
Scénario de référence, AEO
Scénario de prix bas, AEO
Scénario de prix élevés, AEO
Global Insights, Inc.
Energy & Environmental Analysis, Inc.
Deutsche Bank AG
Strategic Energy & Econ. Res., Inc.
Energy Ventures Analysis, Inc.

2010
52 USD
57 USD
49 USD
69 USD
57 USD
57 USD
40 USD
44 USD
42 USD2015
48 USD
50 USDUS
80 USD
47 USD
50 USD
40 USD
45 USD
42 USD

2020
50 USD
52 USD
USD
89 USD
45 USD
47 USD
40 USD
46 USD
46 USD2025
53 USD
56 USD
USD
94 USD
43 USD
45 USD
40 USD
46 USD
49 USD

2030
55 USD
59 USD
36 USD
100 USD
40 USDn.d.
40 USD
47 USDn.d.

Source : EIA, Annual Energy Outlook 2007 (AEO), Tableau 19 (chiffres arrondis au dollar le plus
proche).

Ce qui est pratiquement certain, c’est que les prix du pétrole ne suivront pas les trajectoires
régulières que semblent suggérer ces mesures de la tendance centrale. Le renforcement du pouvoir demarché de l’OPEP va accroître la probabilité de volatilité des cours. En outre, étant donné les risques
auxquels s’exposent les entreprises énergétiques compte tenu des investissements massifs qu’elles
doivent réaliser pour augmenter les approvisionnements de carburants liquides afin de satisfaire une
demande grandissante, il n’y a guère de chances que les approvisionnements s’accroissent de façon
régulière et ordonnée.
Il semble bien plus probable que les prix du pétrole suivront des courbes comparables à celles desGraphiques 10a à 10c. Les trois scénarios de « chocs » que ces Graphiques illustrent simulent leseffets que des écarts par rapport aux prévisions concernant les approvisionnements fournis par les pays
de l’OPEP auraient sur les prix mondiaux. Ces écarts ont été calibrés pour être semblables aux
différences effectivement constatées par rapport aux projections passées de l’Energy Information
Administration du Ministère de l’Énergie des États-Unis (Greene et Leiby, 2006). Les trois scénariosde prix illustrent l’évaluation faite par l’EIA de la façon dont, d’une part, les différences quantitatives
des ressources pétrolières conventionnelles existantes et, d’autre part, la mesure dans laquelle l’OPEP
sera disposée à augmenter sa production, influeront sur la tendance générale des prix à l’avenir. Les
Graphiques ci-dessous ne constituent que quelques-unes du nombre infini de trajectoires futures que
pourrait emprunter l’évolution des prix. Dans ce sens, les chances que l’une d’entre elles correspondeà la réalité sont nulles. Les Graphiques servent donc simplement à mettre en évidence la forte
probabilité que les prix futurs des carburants soient plutôt instables et que, bien qu’ils soient
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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -153

susceptibles de dépasser les niveaux antérieurement observés, ils pourraient aussi, occasionnellement,
tomber à des niveaux très inférieurs à ceux d’aujourd’hui.

Prix mondiaux du pétrole : niveaux constatés jusqu’en 2005,
scénario de référence AEO et simulation d’un choc de l’offre
100 USDUSD de 2003 / baril

Choc

Scénario de référence

80 USD
60 USD
40 USD
20 USD
0 USD
1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

USD de 2003 / barilPrix mondiaux du pétrole : niveaux constatés jusqu’en 2005,
scénario de référence AEO et simulation d’un choc de l’offre
100 USD
Choc
Scénario de prix élevés

80 USD
60 USD
40 USD
20 USD
0 USD
1970

1980

1990

2000

2010

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2020

2030

154 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS

Prix mondiaux du pétrole : niveaux constatés jusqu’en 2005,
scénario de référence AEO et simulation d’un choc de l’offre
100 USDUSD de 2003 / baril

Choc
Scénario de prix bas

80 USD
60 USD
40 USD
20 USD
0 USD
1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -

155

NOTES
1.

Le terme « pétrole conventionnel » désigne les hydrocarbures liquides de densité et deviscosité faibles à moyennes se trouvant dans des réservoirs poreux et perméables. Le pétrole
non conventionnel consiste en une accumulation de sédiments à plus forte densité que cellede l’eau et à viscosité élevée (> 10 000 cP) , dans des formations peu perméables. Le pétrole
conventionnel s’écoule dans des réservoirs souterrains et peut donc être extrait au moyen deméthodes de forage classiques. Il se caractérise également par un ratio hydrogène/carbone
assez élevé et ne nécessite donc qu’une adjonction relativement faible d’hydrogène pour êtretransformé en carburant pour les transports (essence, distillat, etc.). Selon les spécificités duréservoir et les méthodes de production, deux tiers à la moitié du pétrole contenu dans unréservoir restent dans le sol une fois que cesse l’exploitation. Le pétrole conventionnel
récupérable par des méthodes de récupération assistée des hydrocarbures et les sous-produits
liquides issus de la production de gaz naturel sont souvent inclus dans la définition du pétrole
conventionnel. Certains estiment actuellement que les sables asphaltiques canadiens fontpartie des ressources conventionnelles mais, dans le cadre du présent rapport, nous lesclassons dans la catégorie des ressources non conventionnelles.

2.

Le terme « saturation » est impropre. Le taux de motorisation continuera d’augmenter, mêmedans des pays « saturés » comme les États-Unis : pour être plus précis, il croîtra beaucoup
plus lentement.

3.

Si le pic de la production de pétrole brut des États-Unis a été atteint en 1970, la production
pétrolière totale (compte tenu des liquides de gaz naturel) est en fait arrivée à son apogée
en1972, soit un an avant le premier choc pétrolier.

4.

De plus, l’élasticité-prix à long terme est influencée par l’évolution technologique et, partant,elle est toujours incertaine.

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156 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS

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ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS -159

ANNEXE : CROISSANCE DE LA DEMANDE, PIC DE PRODUCTIONET POUVOIR DE MARCHÉ DE L’OPEP

L’augmentation de la demande de pétrole ou la diminution des capacités d’approvisionnement deses concurrents renforcent le pouvoir de marché du producteur qui détient un monopole partiel. Nous
supposons que la demande de pétrole augmente de manière exogène au rythme de r×100 pour cent paran et que l’offre en provenance du reste du monde diminue de manière exogène au rythme de δ×100
pour cent par an. La diminution de l’offre est un postulat peut-être plus contestable que l’augmentationde la demande, effectivement observée dans le monde entier quand les économies se développent.
L’offre peut décliner parce que la production de pétrole conventionnel a atteint un pic et que lessources non conventionnelles de combustibles liquides ne peuvent pas être commercialisées assez
rapidement. Quoi qu’il en soit, la dérivation présentée ci-dessous est également valable dans le cas
particulier où δ=0.
Une fois encore, le cartel détenteur d’un monopole partiel est supposé maximiser ses profits, Π,qui sont une fonction du prix du marché, P(q, Qo), qui dépend de l’offre du cartel lui-même, Qo, maiségalement de l’offre de ses concurrents, q. Par commodité, nous supposons que, pour le cartel, le coûtmarginal de production est constant à C. Avec une demande (offre) qui croît (décroît) de façon
exogène, la fonction de profit du cartel est la suivante :

(

)

(

)

Π (Qo ) = P qe −δt + Qo Qo − CQo = P Qe rt Qo − CQo
La condition de premier ordre pour maximiser les profits est obtenue par différentiation par
rapport à Qo.

⎤∂Π ∂P ∂Q
∂P ⎡ −δt ∂q=
Qo + P − C = e rt
+ 1⎥Qo + P − C = 0⎢e∂Qo ∂Q ∂Qo
∂Q ⎣
∂Qo
⎦
En divisant tous les termes par P, en multipliant le premier terme à droite par Q/Q et enréorganisant les termes, nous obtenons la règle des prix maximisant les profits du monopoleur partiel
sur un marché dynamique.

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160 - ÉVOLUTION FUTURE DES PRIX ET DE LA DISPONIBILITÉ DES CARBURANTS POUR LES TRANSPORTS

e rt

⎤
C
∂P Q Qo ⎡ −δt ∂q+ 1⎥ + 1 =⎢e
P∂Q P Q ⎣
∂Qo
⎦

P=

C
⎤
1 ⎡
∂q
1 + e rt σ ⎢e −δt
+ 1⎥
β ⎣
∂Qo
⎦

L’équation des prix de maximisation des profits montre clairement que l’augmentation de la
demande a bel et bien un effet multiplicateur sur la part de marché du cartel. La contraction de l’offre
provenant du reste du monde accroît également le pouvoir de marché du cartel car ∂q/∂Qo < 0 et donc
0 < e-δt < 1 fait augmenter le terme entre crochets.
L’augmentation de la demande ou la diminution de l’offre émanant du reste du monde ont une
autre conséquence, peut-être plus importante. Dans un marché statique, l’unique moyen dont dispose
un monopoleur pour faire monter les prix est de réduire sa production ; dans un marché en expansion,en revanche, il lui suffit de ne pas l’augmenter. Ceci pourrait être un paramètre déterminant de lacapacité du cartel à instaurer une coopération entre ses membres. En effet, il est assurément plus facilede les convaincre de ne pas augmenter leur production que de décider et de pratiquer des baisses deproduction.

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INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME

Lawrence EAGLES
Chef de la Division de l’Industrie et des Marchés Pétroliers
Agence International de l’Énergie
ParisFrancePÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

161

INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -163

SOMMAIRE

1.

APERÇU GÉNÉRAL ................................................................................................................. 165
1.1. Méthodologie de prévision de la demande .......................................................................... 165
1.2. Les incertitudes des prévisions............................................................................................ 166
1.3. Prix ...................................................................................................................................... 166
1.4. Substitution ......................................................................................................................... 167
1.5. Subventions ......................................................................................................................... 169
1.6. Croissance économique ....................................................................................................... 169
1.7. Données ............................................................................................................................... 170
1.8. Biocarburants ...................................................................................................................... 172

2.

INCERTITUDES DU CÔTÉ DE L’OFFRE .............................................................................. 172
2.1. Retard des projets ................................................................................................................ 174
2.2. Taux de déclin ..................................................................................................................... 174

3.

INVESTISSEMENT .................................................................................................................. 176
3.1. Prix ...................................................................................................................................... 176
3.2. Conditions et contraintes d’exploitation ............................................................................. 176
3.3. Approvisionnements provenant des pays de l’OPEP .......................................................... 178

4.

CONCLUSION .......................................................................................................................... 179

Paris, septembre 2007

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INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -165

1. APERÇU GÉNÉRAL

Le marché pétrolier a profondément changé au cours des huit dernières années, les prix étant
passés de 10 USD à plus de 90 USD le baril. La dynamique de l’industrie n’est plus la même, encore
que le débat sur la question de savoir s’il s’agit d’un infléchissement paradigmatique de la situation del’offre et de la demande ou simplement du résultat de facteurs cycliques à plus long terme fait encore
couler beaucoup d’encre. Dans les pays non membres de l’OCDE, la demande de pétrole croît à unrythme trois fois plus rapide que dans la zone de l’OCDE et, en volume, elle devrait dépasser celle despays de l’OCDE au milieu de la prochaine décennie. Les approvisionnements hors OPEP ont atteint unpalier dans les cinq dernières années, situation qui semble appelée à persister pendant cinq ans encore.
La compréhension des facteurs qui ont entraîné ces évolutions permet de se faire une idée desperspectives qui se dessinent pour les années à venir. Toutefois, même dans un cadre prévisionnel decinq ans, de multiples variables pourraient avoir une influence sur les résultats. Ces prévisions
fournissent par conséquent des indications sur l’avenir, mais il ne faudrait pas s’attendre qu’elles
représentent des projections très précises de l’offre et de la demande. Il est tout aussi importantd’appréhender les incertitudes qui pèsent sur toutes les prévisions, et dont peuvent dépendre leschiffres effectifs.
Le présent document s’inspire des travaux très complets entrepris par l’Agence Internationale del’Énergie pour son rapport intitulé « Medium Term Oil Market Report » (MTOMR), et s’attache à
l’examen des variables et des incertitudes des prévisions susceptibles de modifier la trajectoire
projetée.
1.1. Méthodologie de prévision de la demande
Notre modèle économétrique de prévision de la demande repose principalement sur les
hypothèses concernant le PIB présentées dans les Perspectives de l'économie mondiale du FMI,
associées à une hypothèse de prix à l’importation dans les pays de l’AIE (reprise de la courbe des prix
en vigueur des contrats à terme sur le pétrole de Brent coté à l’ICE). En utilisant les statistiquespassées, ce modèle est ajusté pour prendre en compte des facteurs à court terme (variations
météorologiques non saisonnières, variations des taxes à la consommation, etc.) et des mutations
structurelles à plus long terme (telles que la substitution interénergétique, l’évolution du parc devéhicules ou les accroissements de capacité dans la pétrochimie, ainsi que les changements depolitiques, etc.), afin d’en déduire l’évolution tendancielle de la demande par produit et par pays.
Cette méthode descendante amène à calculer les élasticités-revenus et les élasticités-prix de toutes
les grandes catégories de produits dans tous les pays du monde, ce qui nous permet d’évaluer lestendances mondiales dans les différents marchés de produits – qui peuvent souvent se révéler très
différentes de celle qui ressort d’une évaluation fondée sur la demande totale de pétrole. Par exemple,
les carburants pour les transports affichent généralement une plus grande sensibilité au revenu, tandis
que le fioul, plus aisément remplaçable, se caractérise par une plus forte sensibilité au prix.

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166 - INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME
Notre analyse de la demande est complétée par une analyse sectorielle ascendante, axée sur lesvariations de la demande des consommateurs finals – par exemple, l’impact du remplacement desvéhicules à essence par des véhicules diesel en Europe, les effets de l’augmentation rapide de lacapacité de l’industrie pétrochimique en Asie et au Moyen-Orient, ou le recours croissant au gaz
naturel et au charbon pour la production d’électricité en Europe. Bien que l’on puisse, par ce moyen,effectuer des comparaisons très utiles avec l’évaluation principale par la démarche descendante, lesrésultats obtenus doivent être interprétés avec prudence. Par exemple, les approvisionnements en
produits d’alimentation (naphtas surtout) seront-ils suffisants pour faire face aux besoins desprogrammes chinois de développement de la pétrochimie ? Ce développement se soldera-t-il par descapacités excédentaires à l’échelon régional, qui conduiraient à fermer les usines les moins
performantes ?
1.2. Les incertitudes des prévisions
La demande mondiale est principalement déterminée par deux facteurs : les prix et les revenus. Si
les hypothèses qui sous-tendent ces variables sont erronées, le résultat de la modélisation en pâtira. Demême, il importe que les statistiques passées sur lesquelles repose le calcul soient robustes. Enfin, desproblèmes de substitution peuvent avoir des effets très divers, d’où des complications de modélisation
supplémentaires.
1.3. Prix
L’hypothèse de prix est l’un des concepts qui s’est révélé le plus difficile à intégrer lorsque nous
avons construit notre modèle de prévision à moyen terme. La dynamique du marché pétrolier aconsidérablement changé dans les cinq années écoulées et, à notre connaissance, aucune modélisation
formelle n’avait prévu que le cours du pétrole grimperait, en quatre ans, de 25 USD à 90 USD/baril.
Le couplage apparemment solide entre les stocks de produits pétroliers détenus dans les pays del’OCDE et les prix semble s’être rompu. D’autres éléments, notamment la capacité de raffinage, lescapacités inemployées en amont, les flux d’investissement, le prix du gaz naturel, ainsi que lesmodifications de la structure par échéances des prix au comptant et à terme, ont tous eu desincidences.
En définitive, il a été décidé d’utiliser une hypothèse de prix dérivée des prix moyens àl’importation observés dans les pays de l’AIE et de la courbe des prix des contrats à terme. Ce choix
ménageait la possibilité d’examiner l’évolution future en s’appuyant sur les hypothèses du moment
concernant le marché. Il supposait également, par définition, que le reste du modèle soit évalué dansles mêmes conditions – autrement dit, il s’agit d’un modèle statique conçu pour mettre en évidence les
cas dans lesquels les prévisions du moment concernant le marché peuvent conduire à desdéséquilibres. A notre sens, ces déséquilibres sont ce qui nous éclaire le mieux sur l’orientation dumarché à moyen terme. Les prévisions à moyen terme ne sont donc pas le résultat d’un modèle
dynamique d’équilibre de l’offre et de la demande de pétrole.
L’utilité de la courbe des prix à terme pour prévoir les cours du marché suscite un vif débat
théorique. Bien que les consommateurs et les producteurs puissent, à l’aide du prix dérivé des cours
observés sur le marché, déterminer les prix futurs jusqu’à sept ans à l’avance, des études empiriques
ont montré que la seule composante de la courbe des prix à terme que l’on puisse correctement prévoir
était la marge de raffinage dérivée des courbes de prix à terme du brut, de l’essence et du fioul
domestique sur le NYMEX. Sur un marché tendu, le prix du pétrole au comptant est souvent supérieur
aux prix à terme aux échéances des mois suivants, cette structure de prix aboutissant à une situationPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -167

dite de « déport ». La pente de la courbe reflète généralement la rareté de la matière première aucomptant et par conséquent, quand elle se forme, les prix sont le plus souvent en hausse. Dans ces
conditions, bien qu’il y ait lieu de s’attendre à une baisse conjoncturelle des prix au terme de latendance haussière du marché, la courbe des prix du marché en situation de « déport » n’apporte que
peu d’éclaircissements dès lors que les prix sont orientés à la hausse.
Dans le cas contraire, le marché pétrolier se trouve en situation de « report » ou de « contango »,ce qui se produit en général lorsqu’il est largement approvisionné et que le prix au comptant est
inférieur aux prix à terme. Selon la théorie du marché, la hausse des prix à terme devrait de toute façonêtre plafonnée par les coûts de stockage, de financement et d’assurance sur le lieu de formation duprix. En règle générale, une structure de marché de report est associée à des prix en baisse -- structurequi, là encore, ne présente qu’un intérêt limité du point de vue prévisionnel, sauf lorsque les prixatteignent leur plus faible niveau sur un marché baissier et qu’ils sont censés repartir à la hausse.
Néanmoins, au cours des quatre dernières années, l’augmentation moyenne des prix du pétrole a été deplus de 12 USD par an, avec des fluctuations annuelles pouvant atteindre 20 USD/baril à la hausse ou
à la baisse. Or, contrairement à ce qu’on observe d’habitude, cette hausse va depuis deux ans de pairavec un marché de report, sur lequel la progression a rarement dépassé 6 USD/baril sur une période de
12 mois.
Cela étant, malgré l’inversion du rapport traditionnel entre un marché en situation de report et desprix en baisse, un lien puissant subsiste entre le différentiel des prix pratiqués au comptant et à termed’une part et le niveau des stocks d’autre part. Fait hors du commun, les prix du brut se sont orientés àla hausse en dépit de l’augmentation des stocks, d’où un débat considérable entre analystes : la haussedu cours du brut était-elle révélatrice de l’anticipation de tensions sur le marché pétrolier à long terme,
et de la nécessité d’investir davantage et d’économiser l’énergie ? Est-on en présence d’une interaction
complexe traduisant une inadéquation entre la structure de la demande de pétrole brut et la marge decapacité de raffinage inemployée, ou s’agit-il simplement d’une distorsion liée à l’afflux
d’investissements passifs qui se portent sur les matières premières ?
En fin de compte, en recourant à la courbe des prix à terme, le MTOMR établit une prévision
laissant entrevoir des déséquilibres potentiels qui risquent de nécessiter de nouveaux ajustements deprix pour aboutir à l’équilibre, alors qu’il serait préférable de tenter d’agir sur les prix de manière à
induire une évolution de l’offre et de la demande susceptible de rééquilibrer le marché. Il est permis depenser que les variations des stocks, qui pèsent peu sur les projections à long terme, peuvent avoir une
influence considérable à moyen terme, comme le marché l’a montré ces dernières années.
1.4. Substitution
La substitution entre différentes formes d’énergie a également, par essence, un effet sur les prix,
mais qui se prête beaucoup plus difficilement à la modélisation. Le changement de combustible le plusévident, que ce soit pour se tourner vers le pétrole ou le remplacer, est celui qui fait intervenir
l’utilisation de gaz naturel dans le secteur de la production d’électricité. Malheureusement, il n’existe
pas de prix mondial du gaz naturel permettant d’en modéliser aisément les répercussions. Étant donné
que la planification et la construction de centrales au gaz s’étendent sur des années, un remplacement
structurel du pétrole par du gaz naturel est subordonné à la perspective d’un avantage de coût au profit
de ce dernier persistant sur une longue période. Cependant, des substitutions à plus court terme seront
possibles tant qu’il existera des installations permettant de changer de combustible ou des capacités àl’arrêt pouvant être remises en service rapidement.

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168 - INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME
Certes, le développement des échanges de GNL peut déboucher sur une convergence des prix au
niveau mondial, mais dans de très nombreux contrats d’approvisionnement en gaz naturel (en Europe
et en Asie), les prix sont alignés sur les cours pétroliers. Il peut en découler des évolutions de la
demande de gaz naturel du secteur de l’électricité sans rapport avec les tendances économiques del’offre et de la demande de gaz. Si les prix du gaz naturel sont calculés sur la base d’une moyennemobile à long terme des prix du pétrole, la volatilité de ces derniers peut donner lieu à des périodes
durant lesquelles les prix du pétrole et du gaz présenteraient des écarts importants. En dernier ressort,dans ces cas, les prix à terme du gaz naturel aux États-Unis peuvent servir de baromètre pour estimer
le potentiel de substitution de combustibles. Au demeurant, la demande de fioul augmente en cas decontraintes de capacité fonctionnant au gaz, de problèmes d’approvisionnement ou de hausse soudaine
de la consommation en raison des conditions météorologiques, et non sous l’influence directe desfluctuations des prix. Par conséquent, il est extrêmement difficile de calculer les élasticités-prix dufioul, qui souvent par ailleurs n’obéissent à aucune logique, ce qui oblige généralement à faire appel à
l’appréciation des experts pour évaluer la demande émanant du secteur de l’électricité.
Les réglementations des émissions compliqueront probablement encore plus la tâche d’établir desprojections de la demande de pétrole, et en particulier de la consommation de fioul. Selon le Medium
Term Gas Market Review de l’AIE, les marchés du gaz risquent de connaître des tensions dans desrégions clés après 2010, car la capacité de production d’électricité à partir de gaz naturel progresse àun rythme qui sera peut-être incompatible avec l’augmentation des approvisionnements régionaux.
D’ordinaire, les problèmes passagers de production d’électricité sont souvent résolus en utilisant lefioul comme source d’appoint temporaire. Après 2010, toutefois, des investissements considérables
dans les capacités de traitement plus poussé de l’industrie du raffinage peuvent créer des tensions surle marché du fioul.
Compte tenu des réglementations des émissions en raison desquelles il sera difficile de remettreen service les anciennes centrales à charbon, il se pourrait que de fortes pressions à la hausse
s’exercent sur les prix du fioul et du gaz naturel, dont les effets se feraient sentir dans tout le secteur
pétrolier. Or, si au même moment l’industrie du raffinage transformait effectivement le fioul en
carburants pour les transports, tout accroissement de la demande de fioul ferait diminuer lesapprovisionnements en carburants. La raréfaction des approvisionnements en gaz naturel pourrait finirpar créer des tensions sur le marché de l’essence. Dès lors, la question qui se pose est celle de savoir àquel moment les Gouvernements décideront (si tant est qu’ils le décident) qu’il vaut mieux suspendre
les contraintes visant les émissions pour pouvoir utiliser les centrales à charbon arrêtées, sil’alternative est une flambée des prix du pétrole et du gaz ou des pénuries d’électricité.
La pétrochimie est un autre secteur où les possibilités de substitution interénergétique sontgrandes. Bien que le gaz naturel ou des biocarburants aient parfois été utilisés en remplacement desproduits pétroliers comme produit de départ dans l’industrie pétrochimique, la substitution s’y opère
généralement entre différents produits pétroliers. Les GPL, les naphtas, le gazole, les LGN et lescondensats sont tous, dans une large mesure, interchangeables. La demande de ces produits ne sera pas
seulement liée à leurs prix relatifs, mais aussi à leur disponibilité, qui peut de son côté dépendre de la
demande d’autres produits, des capacités disponibles et des investissements se portant sur le gaznaturel. Dans ce cas également, afin d’établir les élasticités-prix de ces produits, il faut une
connaissance approfondie du secteur pour tenir compte de ces différences, ainsi qu’une évaluation dela demande nécessairement tributaire des avis d’experts.
Cependant, les répercussions du phénomène de la substitution ne touchent pas uniquement lesmatières premières. Par exemple, des diminutions importantes de la part relative des métaux de baseau profit des matières plastiques ont été observées ces dernières années dans deux secteurs clés – laPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -169

construction et les boissons. Le succès des bouteilles en PET a eu pour effet de réduire la demanded’aluminium dans l’industrie du conditionnement. Ces bouteilles ont un double avantage : elles sontplus légères et se prêtent à la revente – au bénéfice des consommateurs, des distributeurs et descommerçants. De même, dans le secteur de la construction, la hausse galopante des cours du cuivre
depuis quelques années a favorisé une forte pénétration des matières plastiques sur le marché de laplomberie résidentielle et industrielle. Ces deux exemples montrent que l’innovation, la disponibilité
et les prix pourraient transformer profondément la structure de la demande de pétrole dans les années à
venir – en particulier dans le secteur de la pétrochimie. Par ailleurs, les stratégies de gestion desdéchets de nombre de pays de l’OCDE poussent à limiter l’utilisation de matières plastiques dansl’industrie de l’emballage, entre autres – là encore, la substitution peut être induite en un laps de temps
relativement bref.
1.5. Subventions
Un autre facteur d’incertitude des prévisions tient aux subventions à l’énergie. Les effets sur lesprix et le revenu se font généralement sentir davantage dans les pays en développement, mais étant
donné que les prix sont actuellement administrés par l’État dans un grand nombre de pays nonmembres de l’OCDE très peuplés, le prix au comptant n’est pas nécessairement représentatif desconditions qui règnent sur les marchés locaux. L’exemple de l’Indonésie illustre bien l’impact dessubventions aux huiles lourdes (qui, aux prix courants, devraient représenter un coût de plus de 5
milliards USD par an), et l’incertitude qu’elles occasionnent. En 2005, une tentative visant à releverles prix des produits pétroliers a déclenché d’importants troubles sociaux, et il a fallu faire marche
arrière peu après. Avec la hausse des prix, la demande a accusé de grandes fluctuations au niveau
local, mais il est difficile de distinguer, en raison de la contrebande largement répandue vers d’autres
pays la région, dans quelle mesure les variations sont imputables à la constitution préventive de stocks
dans le pays et à une réduction de la contrebande, et donc de chiffrer la baisse de la consommation
finale. L’envolée des prix du pétrole en 2006 a conduit les autorités à remettre en place dessubventions. L’Indonésie donne un aperçu à petite échelle de l’incertitude au plan régional : vu lessubventions (moindres) en vigueur en Chine et en Inde, les effets sur les prix pourraient être beaucoup
plus prononcés à un moment ou un autre dans l’avenir, d’où une distorsion de la croissance de la
demande. Le Moyen-Orient est une autre région déterminante eu égard à la progression de la
demande, dans laquelle les combustibles sont très largement subventionnés. Là également, bien queles pressions intérieures en faveur de la libéralisation des prix soient moins fortes (parce que lesrecettes pétrolières sont en hausse), les changements de politique pourraient modifier la trajectoire dela demande via leurs effets sur les prix.
1.6. Croissance économique
Les prévisions de la demande établies par l’AIE sont fondées sur des projections du PIB calculéesà partir des travaux du FMI et de l’OCDE. Ces deux organisations, qui ont elles-mêmes analysé defaçon approfondie l’incertitude de ces projections, préviennent aujourd’hui qu’il existe des incertitudes
considérables sur les hypothèses défavorables, d’où un risque équivalent de voir se confirmer les
projections pessimistes concernant la demande de pétrole. Dans une perspective à long terme, si lacroissance tendancielle du PIB ne modifie pas radicalement la projection, le lissage des à-coups
conjoncturels est probable. En revanche, à un horizon de cinq ans, une récession ou une expansion
pourraient entraîner de très fortes variations des chiffres effectifs.

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170 - INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME
L’immigration est également une question à prendre en considération. L’élargissement del’Union Européenne a entraîné une vague de migrations de travailleurs, d’où des accroissements
rapides de population dans les pays les plus riches. Dès lors que les élasticités-revenu des produits
pétroliers sont déterminées par les variations du revenu par habitant, les mouvements migratoires
pourraient avoir des répercussions notables. Au Royaume-Uni, par exemple, notre hypothèse d’unecroissance démographique relativement statique risque d’être excessivement basse : la population dupays s’est accrue de plusieurs millions ces dernières années par suite de l’augmentation du nombre detravailleurs immigrés, et un groupe d’étude a prévu que le taux de natalité plus élevé chez ces derniers
pourrait donner lieu à un accroissement démographique important dans les 20 prochaines années. Cesévolutions des migrations de travailleurs pourraient faire augmenter le PIB par habitant et fausser lestaux de croissance. De même, certaines études attribuent la progression récente de la demanded’essence aux États-Unis aux évolutions du nombre de travailleurs immigrés. Néanmoins, s’agissantde nombreux pays, il se peut que nous devions attendre dix ans avant de disposer de données exactes
de recensement de la population qui donneraient un aperçu permettant d’effectuer des comparaisons.
1.7. Données
Au-delà des incertitudes qui entachent la croissance économique future et l’évolution des prix desproduits pétroliers (notamment au détail), quelle que soient les prévisions de la demande, leur capacité
prédictive est très tributaire de la disponibilité et de la qualité des statistiques passées sur lesquelles
reposent les projections. Dans les pays où la collecte de statistiques détaillées sur le pétrole en est
encore à ses débuts, les données (et les révisions) peuvent être erronées. Il peut en découler une
surestimation ou une sous-estimation de la demande, d’où des distorsions dans le calcul del’élasticité-revenu et de l’élasticité-prix sur lesquelles se fonde le modèle de prévision. Dans le cas del’Asie par exemple, par le passé, les révisions tendaient le plus souvent à la hausse, ce qui laisse
supposer une possible sous-estimation de la demande du moment. En outre, de nombreux pays nonmembres de l’OCDE ne tiennent pas compte des données sur les stocks, ce qui oblige les analystes àestimer la demande « apparente ».
Les données sur les approvisionnements sont loin d’être parfaites, mais les révisions plus
prononcées opérées dans le passé concernaient la demande. Cela s’explique notamment parce que,dans beaucoup de régions, les données nationales sur les approvisionnements peuvent être vérifiéespar comparaison avec les résultats des compagnies pétrolières. Il est fréquent, dans les pays nonmembres de l’OPEP, que les chiffres sur les approvisionnements puissent être agrégés
indépendamment, gisement par gisement. Mais il n’en est pas ainsi dans tous. Faute de données sur lesgisements et d’une méthodologie détaillée et cohérente pour la déclaration des réserves, dans nombrede régions, il est difficile d’estimer le déclin de la production.
De même, il est manifeste que la politique a parfois joué un rôle dans l’estimation des réserves
dans certains pays de l’OPEP. A la fin des années 80 et au début des années 90, les niveaux desréserves au sein du groupe de pays producteurs ont influencé le choix des objectifs de production
journalière. A l’époque, les réserves prouvées augmentaient, semble-t-il, plutôt pour assurer lemaintien de la part de marché que sous l’effet de l’innovation technologique ou de nouvelles
découvertes.
En règle générale, pour calculer la demande, il est indispensable toutefois que les secteurs duraffinage, de la distribution, du stockage et de l’importation/exportation communiquent desdéclarations exactes à l’administration centrale qui collecte les données. La Joint Oil Data Initiative(JODI) est une tentative louable visant à améliorer la disponibilité et la qualité des données.
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INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -171

Néanmoins, malgré les efforts de ses membres (l’AIE, l’OPEP, l’APEC, l’UNSD, l’OLADE etEurostat), le poste d’ajustement statistique (« miscellaneous-to-balance ») de l’Oil Market Reportaugmente depuis quelques années. Il reste, à l’évidence, des progrès à réaliser – d’autant plus si ce
chiffre tient à une sous-déclaration de la demande.
Il est dès lors compréhensible que l’incertitude sur les données concerne surtout celles des pays
non membres de l’OCDE, et en particulier des grandes régions en expansion d’Asie et du MoyenOrient. Compte tenu du rang de deuxième consommateur mondial de pétrole qu’occupe la Chine et dela croissance rapide de sa demande de pétrole, il est tout à fait normal que son bilan énergétique soit
suivi de près. Bien que ses données se soient améliorées – leur qualité est sensiblement supérieure àcelle des données de nombre d’autres pays affichant un niveau équivalent de PIB par habitant –, laChine doit encore prendre plusieurs mesures fondamentales : 1) publier des données sur les stocks
primaires (au niveau des raffineries) commerciaux et stratégiques ; 2) réaliser des enquêtes surl’activité des raffineries de faible capacité ; 3) réviser les données, notamment concernant leséchanges ; et 4) expliquer pourquoi les raffineurs chinois font état de pertes de traitement en raffinerieen volume, alors que des raffineurs utilisant les mêmes équipements en Europe et aux États-Unis
enregistrent des gains de traitement.
Ces anomalies des données – probablement dues au fait que les prix ne sont pas fixés par lesmécanismes du marché tout au long de la chaîne d’approvisionnement, ce qui incite à déclarer dedonnées entachées de distorsions – rendent difficile l’évaluation de la demande de pétrole de la Chine.
Par exemple, selon des informations parues dans la presse, les petits raffineurs seraient approvisionnés
en brut d’origine nationale, en quantités qui ne sont déclarées ni du côté de l’offre, ni du côté de la
demande – et qui étaient peut-être de l’ordre de 150–250 kb/j en 2007. De même, dans certaines
données douanières mensuelles, aucun chiffre ne figure au titre des exportations de pétrole brut en
dépit d’informations avérées sur le chargement et l’expédition maritime de cargaisons.
L’AIE estime la demande chinoise sur la base de la production du secteur du raffinage majorée
des importations nettes de produits raffinés, chiffre corrigé pour tenir compte du brut brûlé
directement et de la consommation des petites raffineries. Toutefois, cette demande pourrait égalementêtre calculée en additionnant la production intérieure de pétrole brut, les importations nettes de brut etles importations nettes de produits raffinés. Cette méthode ne permet cependant pas de ventiler lademande par produit et conduit généralement à la surestimer, si les quantités destinées à constituer desstocks sont importantes. Si nous devions choisir entre ces deux méthodes – qui, par définition,s’appuient sur certaines hypothèses arbitraires et, partant, peuvent aboutir à des résultats différents –,nous sommes d’avis que la première est peut-être plus précise dans une période où la Chine est en
train de constituer des stocks stratégiques, parce qu’elle nous permet de suivre l’évolution produit par
produit.
Parallèlement, l’Inde pourrait connaître une envolée de la demande d’énergie ; or, il s’y poseégalement des problèmes de notification des données susceptibles de compliquer l’interprétation desbilans énergétiques régionaux. En fait, les analystes sur place indiquent que les importations par voie
maritime arrivant ailleurs que dans les grands centres de consommation font peut-être l’objet de sousdéclarations, donnant lieu à une demande comptabilisée inférieure à la réalité. De plus, le frelatagelargement répandu de combustibles à base de gazole peut entraîner des distorsions de la demande desdifférents produits. Enfin et surtout, il n’existe pas de données fiables concernant les stocks
commerciaux.

PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008172 - INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME
Au Moyen-Orient, la qualité de la communication de données est variable. Si certains pays,
comme l’Arabie saoudite en particulier, disposent de données très complètes sur la demande, lacollecte de ces données se trouve encore à un stade embryonnaire dans d’autres. L’importance dusubventionnement des prix provoque une contrebande massive.
1.8. Biocarburants
Les biocarburants automobiles ajoutent une incertitude supplémentaire, bien que la question desavoir s’il y a lieu de considérer qu’elle fait partie des incertitudes liées à la demande soit sujette àcontroverse. Du point de vue de l’établissement de prévisions de la demande, les biocarburants ne sontsignificatifs qu’en raison de la densité énergétique volumique plus faible de l’éthanol et du biodiesel,
dont il faut tenir compte dans nos projections, mais ils jouent un rôle considérable étant donné les
carburants pétroliers liquides qu’ils remplacent.
A moyen terme, l’offre et la demande de biocarburants seront plus ou moins équilibrées, mais ce
ne sera pas forcément le cas à brève échéance. En effet, la capacité de production de biocarburants
automobiles s’accroît rapidement, parfois même plus que les volumes que les raffineurs sont tenus defournir pour le mélange, d’où un risque de déséquilibres à court terme. Qui plus est, l’expansion rapide
de la capacité de production de biocarburants crée des tensions sur les marchés des produits de départ,
dont les prix augmentent en conséquence, ce qui amène à s’interroger sur la disponibilité future desmatières de base, en quantités suffisantes et à des prix raisonnables, pour faire face à la croissanceprojetée de la capacité de production. Compte tenu de ces précautions à prendre, nos projections desapprovisionnements en biocarburants avoisinent 1 Mb/j de moins que les accroissements prévus decapacité d’ici à 2012.

2. INCERTITUDES DU CÔTÉ DE L’OFFRE

Le MTOMR prévoit une forte croissance des approvisionnements en combustibles liquides hors
OPEP (brut, condensats, LGN et biocarburants) en 2007-2009, qui semble céder le pas ensuite au furet à mesure que le nombre de projets d’investissement vérifiables diminue. La croissance desapprovisionnements totaux hors OPEP en combustibles liquides est indexée sur 2.6 Mb/j. Le rapport
estime à quelque 3 Mb/j l’accroissement de production nécessaire chaque année pour contrebalancer
les effets du déclin, chiffre qui correspond à des taux nets de déclin des gisements de pétrole
représentant en moyenne 4.6 pour cent par an pour les pays non membres de l’OPEP et 3.2 pour centpar an s’agissant du brut extrait dans les pays de l’OPEP. Ces chiffres englobent des déclins bien plus
abrupts, de l’ordre de 15-20 pour cent par an pour les régions productrices matures, et de nombreux
développements récents de champs en eau profonde. De surcroît, nos estimations de l’offre intègrent
une nouvelle marge pour imprévus de 0.4 Mb/j, afin de rendre compte d’une tendance à des arrêts
temporaires non programmés de production des gisements.

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INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -173

Figure 1. Croissance de l’offre et de la demande à moyen terme
Mb/j
mb/d

Medium-Term Supply/Demand Growth

3.0

2.0

1.0

0.0
2007

2008

2009

Non-OPEC Growth (excl. Biofuels)
OPEC NGLs Growth
World Demand Growth - Ave 4.5% GDP
High Demand - Avg 5.9% GDP

2010

2011

2012

Biofuels Growth
OPEC Capacity Growth
Low Demand- Avg 3.2% GDP

Légende :Croissance hors OPEP (sauf biocarburants)
Croissance biocarburants
Croissance LGN - OPEP
Croissance capacité – OPEP
Croissance de la demande mondiale - Taux Faible demande - Taux moyen PIB : 3.2 %moyen PIB : 4.5 %Forte croissance - Taux moyen PIB : 5.9 %L’incertitude du côté de l’offre est en outre accentuée par la montée du nationalisme à l’égard del’exploitation des ressources et la multiplication des risques géopolitiques, qui limitent les possibilitésde l’industrie d’accroître la production. Des tensions persisteront pendant un certain temps en amontdans le secteur des services parapétroliers (construction, forage, etc.), avec des dérapages possibles par
rapport aux prévisions en raison de dépassements de coûts ou de retards d’exécution des projets. Dans
l’ensemble, ces risques indépendants des ressources du sous-sol sont jugés plus importants que ceux
qu’entraîne l’épuisement des réserves ou d’autres facteurs liés à ces ressources. Globalement, il enrésulte une croissance moyenne des approvisionnements hors OPEP de 1.0 pour cent entre 2007et 2012, soit 0.4 pour cent de moins que celle observée durant les sept années écoulées et environ lamoitié du taux de croissance projeté de la demande mondiale.
En définitive, les ressources naturelles sont suffisantes pour accroître la production à moyenterme, mais il subsiste des interrogations considérables sur l’accès aux ressources du sous-sol sousl’effet de facteurs qui ne dépendent pas de ces dernières, et sur les réalisations que permettront les
moyens du secteur des services et les plans d’investissement des compagnies pétrolièresinternationales. Cela étant posé, il se dégage un étrange contraste entre l’augmentation substantielle
des dividendes versés aux actionnaires, d’une part, et les tensions croissantes de l’offre en amont
doublées d’un effort d’exploration-production (E&P) pratiquement inchangé, de l’autre. Les dépenses
nominales d’E&P sont en hausse, mais l’augmentation des coûts érode d’autant les résultats que l’onpeut en attendre. A l’évidence, néanmoins, d’autres aspects sont en jeu.
En particulier :•Les conditions d’accès et les conditions contractuelles sont en train de se dégrader (mêmedans les pays de l’OCDE).

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174 - INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME•Les taux de rentabilité critiques des investissements en amont sont peut-être excessivement
prudents (les coûts de développement ont augmenté, mais certains signes donnent à penser
qu’ils pourraient bientôt se stabiliser).

•Des contraintes de main-d’œuvre, d’équipement et du secteur des services risquent deréduire les possibilités de lancer de nouveaux projets, du moins avant 2012.

•

L’essor des compagnies pétrolières nationales des pays consommateurs et des entreprises
d’exploration indépendantes grignote la part de marché des compagnies pétrolièresinternationales dont l’aversion au risque est plus grande, parce qu’elles ont supporté desannées de faibles rendements après l’effondrement des prix du pétrole survenu au milieu desannées 80.

2.1. Retard des projets
Le risque de retard des projets pose un problème essentiel dans le calcul des projections del’offre. Dans les cinq mois qui se sont écoulés entre la publication de la mise à jour de février du
MTOMR et la parution en juillet de l’édition 2007, l’exécution de nouveaux projets prévus pour lapériode 2007 à 2011 représentant plus de 3.2 Mb/j a été retardée, ce qui a souligné la gravité duproblème. Le dépassement des délais varie entre 2 et 36 mois, mais se situe en général autour de six
mois. Étant donné l’ampleur du problème, les calendriers de mise en œuvre des projets sont désormaisévalués beaucoup plus rigoureusement, surtout quand il y a le plus de risques de retard. Il n’en reste
pas moins que des pénuries de main-d’œuvre, de matières premières, de moyens de fabrication, decapacités de forage ou d’infrastructures de transport sont susceptibles de continuer à saper lacroissance de la production pendant un certain temps encore.
2.2. Taux de déclin
Le taux moyen de déclin global est un repère empirique utile, dont il convient cependant de nepas abuser. D’un gisement à l’autre, il va sans dire que le taux de déclin peut énormément varier,même entre des gisements situés dans des zones présentant des caractéristiques semblables. On
observe un va-et-vient permanent dans lequel des gisements amorcent leur déclin, compensé pard’autres dont le déclin s’inverse grâce à l’application de la technologie de récupération assistée dupétrole ou des progrès de l’observation par satellite.
La comparaison de la variation nette des approvisionnements hors OPEP pendant lapériode 2007-2012 et des accroissements bruts de capacité permet d’effectuer un calcul approximatif.
Le taux implicite de déclin net dans les pays non membres de l’OPEP est d’environ 4.6 pour cent paran, en régime normal de production. Il ne concerne pas seulement les gisements en déclin, mais aussi
des sources d’approvisionnement exploitées de longue date, qui ont atteint un palier ou s’enapprochent. Compte tenu du déclin net des gisements de l’OPEP pris pour hypothèse, à savoir de
3.2 pour cent par an, nous obtenons un déclin annuel global de 4 pour cent, indiquant qu’il faudra
trouver chaque année 3.2 Mb/j de nouvelle production simplement pour assurer le maintien desapprovisionnements. De plus, ce déclin global net des actifs existants serait fondé sur des hypothèses
relativement ambitieuses concernant certaines régions de l’OCDE et des projets en eau profonde
ailleurs. Les calendriers de mise en œuvre de ces derniers peuvent afficher une accélération rapide
suivie d’un déclin annuel brutal de l’ordre de 15-20 pour cent, voire plus.

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INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -175

A l’évidence, les taux de déclin pourraient entacher d’une grande incertitude les prévisions
concernant les approvisionnements pétroliers. Le déclin net de 4.6 pour cent par an que nous avons
calculé repose sur des approvisionnements en pétrole extraits dans des pays non membres de l’OPEP(sans compter les biocarburants et les gains de traitement en raffinerie) se montant à 48.8 Mb/jen 2012. Si nous portons à 5 pour cent ce taux de déclin, le total serait réduit de 875 kb/j, et s’il est
compris entre 2 pour cent et 7 pour cent, les variations des approvisionnements hors OPEP
représenteraient au total 11 Mb/j.
Sans vouloir minimiser l’importance de cette variable, notamment parce que les données sur laproduction et les réserves gisement par gisement sont insuffisantes, notre analyse amène à considérer
que cet écart par rapport aux premières prévisions des approvisionnements hors OPEP établies ces
dernières années ne s’explique pas au premier chef par une sous-estimation des taux de déclin desgisements. Nous pensons plutôt que les retards des projets, les conditions météorologiques et des arrêts
de production non programmés intervenant pour des raisons techniques, économiques ou géopolitiques
ont été jusqu’ici les principaux facteurs de risque, et qu’ils le resteront pendant les cinq prochainesannées. Autrement dit, bien que nous continuions à surveiller et corriger systématiquement lesvariations des taux de déclin sur le terrain et au niveau global, nous constatons que les risques liés aux
ressources que renferme le sous-sol sont, pour l’heure, moins grands que les risques qui n’endépendent pas.
La notion de pic de la production de pétrole et l’échéance à laquelle il se produira sont des sujets
qui enflamment les opinions et suscitent une vive polémique. La définition du segment de la
production censé avoir atteint son pic ou s’en approcher est déterminante. Nos prévisions laissent
entrevoir, sans aucun doute, que le brut conventionnel extrait dans des pays non membres de l’OPEP
est l’élément de la production mondiale qui semble aujourd’hui avoir atteint un palier, et non un pic.
Après être parvenus à 40 Mb/j en 2003, les approvisionnements en pétrole brut conventionnel sontdemeurés inchangés depuis et pourraient le rester jusqu’en 2012. Certes, des accroissements
importants sont attendus en ex-Union soviétique, au Brésil et en Afrique subsaharienne, mais ils neseront suffisants que pour compenser les baisses de production de brut ailleurs. En d’autres termes, latotalité de l’augmentation des approvisionnements hors OPEP sur la période 2007-2012 concernera lesliquides de gaz naturel, les huiles extra-lourdes et les biocarburants (s’y ajouteront, à l’horizon 2012,
145 kb/j de carburant CTL, obtenu par synthèse Fischer-Tropsch à partir de charbon, produits en
Chine). Au fur et à mesure que la capacité totale hors OPEP de production d’hydrocarbures liquides
progresse, en raison de la stabilisation susmentionnée des approvisionnements en brut conventionnel
hors OPEP, la part de ces derniers, qui s’établissait à 77 pour cent en 2000, recule à 74 pour centen 2006 et à 67 pour cent en 2012.
En dépit de la tentation d’extrapoler cette tendance en évoquant un pic de la production de pétrole
conventionnel, une certaine prudence s’impose. En premier lieu, la notion de pétrole « conventionnel »évolue au fil du temps, ainsi qu’en fonction des progrès technologiques et des aspects économiques en
jeu. Au début des années 70, une part importante de la production en mer était considérée comme étant
non conventionnelle, mais cette fraction des approvisionnements mondiaux s’est depuis lors accrue
pour atteindre 30 pour cent du total. Avec l’apparition d’économies d’échelle et le développement desinfrastructures, une évolution analogue pourrait se produire à l’avenir pour le carburant GTL (issu dela synthèse Fischer-Tropsch à partir de gaz), les sables bitumineux et les réserves en offshore
ultra-profond, et les ressources aujourd’hui jugées non conventionnelles entreraient dans la catégorie
des approvisionnements conventionnels de demain. Par ailleurs, les approvisionnements en condensats
et LGN, qui sont en augmentation rapide, sont rarement de type « non conventionnel » au sens
technique actuel du terme.

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Il est à noter également que la fin de la décennie en cours marquera probablement un hiatus dansla croissance des approvisionnements en brut dans certaines régions, notamment l’ex-Union soviétiqueet l’Afrique de l’Ouest. Une vive reprise y est prévue pour le milieu de la prochaine décennie ; il est
moins facile d’affirmer, en revanche, qu’elle sera suffisante pour contrebalancer le déclin prévu desapprovisionnements en pétrole brut extraits de gisements matures dans la zone de l’OCDE etempêcher le recul global de l’offre hors OPEP.
Enfin, nous observons que, du point de vue de la durabilité de la production pétrolière mondiale,
il est plutôt restrictif de s’intéresser aux seuls approvisionnements de brut produits dans les pays nonmembres de l’OPEP. Les notions de pic ou de palier de production sont souvent des raccourcis pourparler de l’épuisement imminent des réserves. Certes, les ressources en hydrocarbures ne sont pas
infinies, mais il n’en reste pas moins que les questions de l’accès aux réserves, du régime
d’investissement actuel ainsi que de la disponibilité d’infrastructures et de capitaux en amont semblent
dresser de plus grands obstacles à moyen terme que les limites des ressources elles-mêmes. Un facteur
essentiel doit être relevé : le ralentissement récent de l’accroissement de la capacité pourrait s’inverser
si, comme nous le pensons, le principal obstacle à l’augmentation de la capacité tient à des facteurs
indépendants des ressources que renferme le sous-sol, et non aux contraintes liées aux ressources
elles-mêmes.

3. INVESTISSEMENT

3.1. Prix
A très long terme, le seuil économique qui déterminera l’investissement des compagnies
pétrolières dans des projets en amont sera sans doute lié aux prix du pétrole du moment. Néanmoins,les contraintes extrêmes qui pèsent sur le secteur parapétrolier ont provoqué une inflation galopantedes coûts. Les budgets d’exploration-production, bien qu’en hausse rapide, n’ont donc pas donné lieu
à un accroissement proportionnel de l’activité d’E&P. Même si nous estimons qu’il s’agit d’unphénomène conjoncturel découlant des pénuries de main-d’œuvre et d’équipements ainsi que de lahausse des prix des produits de base, ce n’est pas une situation qui se prête à la modélisation. C’est
pourquoi, du côté de l’offre, nos prévisions partent du principe que le prix du pétrole au comptant
restera supérieur au coût marginal de la production à moyen terme, et stimulera par conséquentl’activité d’E&P qui commence à s’intensifier depuis quelque temps, après avoir stagné à un faible
niveau durant une bonne partie des 15 années précédentes. Cependant, bien qu’il soit à l’évidence
indispensable d’investir vigoureusement à plus long terme, les décisions d’investissement à moyenterme peuvent être conditionnées par la conjoncture économique et industrielle.
3.2. Conditions et contraintes d’exploitation
Les projections des approvisionnements nets sont le résultat de pressions opposées de divers
facteurs, qui varient indiscutablement au fil du temps et nécessitent souvent des appréciations
subjectives. Selon le MTOMR, le contexte dans lequel s’inscriront les activités d’exploitation etd’investissement dans le secteur amont au cours de la période 2006-2011 présente les caractéristiquessuivantes :PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -

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177

les opérateurs tablent sur des prix du pétrole brut en hausse ;les dépenses et l’activité augmentent ;le rayon d’action des compagnies pétrolières nationales des pays consommateurs s’élargit ;les dépenses d’exploration, exprimées en pourcentage du total des dépenses des compagnies
pétrolières internationales, s’orientent à la baisse ;dans le secteur parapétrolier, les coûts sont élevés et des tensions se font sentir ;il se dessine parallèlement une tendance aux retards d’exécution des nouveaux projets en
amont ;
les retards ont des effets négatifs cumulatifs sur l’accroissement des capacités de transport
par gazoduc et de traitement du gaz ;les risques géopolitiques et les obstacles à l’accès des compagnies pétrolières aux ressources
prolifèrent.

Il y a lieu d’avancer que les trois premiers facteurs pourraient accélérer le rythme auquel lesapprovisionnements extraits dans les pays membres et non membres de l’OPEP augmenteront.
Toutefois, l’ensemble des risques découlant des facteurs 4 à 8 serait nettement défavorable et porte àcroire que la croissance de la capacité de production mondiale sera plus lente que par le passé.
Ces tendances sont manifestement en train de changer. Par exemple, les compagnies pétrolières
nationales et les gouvernements établissent des budgets prévoyant en gros un seuil économique moyende 45 USD/baril (contre 35 USD/baril il y a un an), tandis que les hypothèses de prix retenues par lescompagnies internationales et les producteurs indépendants plafonnent à un niveau proche de
55 USD/baril. Cependant, l’analyse de certains nouveaux projets repose, encore aujourd’hui, sur desprix de 35 USD/baril seulement. Il va sans dire que cela n’empêche pas la faisabilité d’un nombre
croissant de projets aux prix actuels du pétrole, qui dépassent 90 USD/baril.
Avec la flambée des prix, les dépenses se sont accrues. Les enquêtes sur les dépenses del’industrie menées par Lehman Brothers et Citigroup augurent une croissance persistante de l’activité
dans le secteur amont, surtout ailleurs qu’en Amérique du Nord. Les dépenses en capital, dont laprogression prévue en 2007 se situe dans une fourchette de 10-15 pour cent, devraient continuer decroître au même rythme en 2008. Néanmoins, l’effet de ces accroissements de dépenses est souvent
modéré par la hausse des coûts de développement et des services parapétroliers en amont.
A de nombreux égards, du point de vue de l’offre, certains aspects du cycle conjoncturel actuelrappellent la situation créée par la façon dont l’OPEP avait géré les approvisionnements fournis par
ses pays membres dans les années 70 et 80, qui avait débouché sur une forte augmentation descapacités inemployées dans ces pays, allant de pair avec l’érosion de leur part de marché au fur et à
mesure que les approvisionnements hors OPEP progressaient. La surabondance de l’offre qui en avait
résulté avait contribué au maintien des prix à un niveau relativement bas, incitant périodiquement lescompagnies pétrolières internationales à freiner les activités d’exploration, à sous-traiter les services
parapétroliers et à réduire les travaux de recherche-développement. Par suite de la réduction descapacités inutilisées de l’OPEP, lorsque la demande a flambé en 2004, il ne restait à l’industrie que
peu de ressources pour faire face à la situation.
Reconstituer la capacité de production prend du temps et, en dépit des salaires élevés qui attirent
davantage d’ingénieurs vers ce secteur, les contraintes de main-d’œuvre ne vont pas sensiblements’atténuer d’ici les premières années de la prochaine décennie. Il faut cependant admettre que ce n’est
pas un problème qui se pose exclusivement dans le secteur pétrolier. A l’heure actuelle, des causes
comparables freinent les accroissements de production de plusieurs ressources naturelles. Beaucoup
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d’industries ont du mal à se procurer les équipements ou le matériel dont elles ont besoin, et enparticulier d’autres filières du secteur de l’énergie. En effet, des pénuries de silicone entravent ledéveloppement de la fabrication de panneaux solaires, les turbines nécessaires pour équiper leséoliennes sont insuffisantes, et les prix des métaux de base atteignent des niveaux record.
L’inflation des coûts des matières premières, des services parapétroliers et des équipements deforage donne certains signes de modération, encore que les entreprises s’accordent à penser que lescoûts en amont se stabiliseront, mais ne baisseront pas sensiblement. Les augmentations de dépensesqui étaient viables ont donc été absorbées dans une large mesure par une inflation à deux chiffres, c’est
pourquoi les prix élevés n’induisent plus automatiquement de nouvelles découvertes etl’accroissement de la production. La part de l’exploration dans les dépenses en amont a peu progressé,et le taux de remplacement des réserves des compagnies reste faible, malgré la persistance des prixélevés. L’incertitude concernant l’accès aux réserves et le cadre réglementaire -- incertitude
notamment liée à la montée du nationalisme à l’égard des ressources -- explique en partie cetteévolution.
Les indicateurs relatifs à l’activité de forage pétrolier restent favorables. Le recul brutal observé
au deuxième trimestre de 2007 était surtout la conséquence de l’effondrement du nombre de forages
de puits de gaz naturel au Canada, provoqué par la baisse de son prix. Selon les estimations, lacapacité de forage en eau profonde demeurera limitée pendant 18 à 24 mois encore, dans l’attente de lamise en service d’une proportion substantielle de nouvelles installations. Cependant, comme lesaccroissements prévus de la production devraient intervenir pour une bonne part au Brésil, dans legolfe du Mexique, dans le Nord de la Russie, en mer Caspienne et en Afrique de l’Ouest, lesdérapages possibles les concernant ajoutent incontestablement aux risques du côté de l’offre.
Des retards dans le développement de l’exploitation du gaz naturel peuvent également figurer sur
la liste des facteurs de risque potentiels. Le Natural Gas Market Review de l’AIE signale que lesinvestissements en amont sont insuffisants au Moyen-Orient et en Russie, ce qui compromet, nonseulement l’approvisionnement en liquides de gaz naturel (LGN), mais aussi la réinjection de gaz
associé dans les gisements de pétrole, d’où une entrave potentielle à l’augmentation des taux deproduction de pétrole brut. Cela dit, les producteurs reconnaissent qu’il pourrait se produire despénuries de gaz à l’avenir sur les marchés intérieurs et à l’exportation, aussi faudrait-il intensifier lesefforts visant à accroître les approvisionnements en réduisant le torchage et les pertes de transport.
Les signaux des prix sont bien là, mais le secteur des services aura besoin de temps pourrenforcer ses moyens, et tant qu’il n’y sera pas parvenu, le marché sera lent à réagir. Même au termede ce cycle, l’accès aux réserves doit être suffisant pour déclencher une réponse du côté de l’offre. De
plus, les incitations par les prix doivent être fortes pour persuader les compagnies pétrolières deprendre des risques beaucoup plus importants dans leurs activités d’exploration.
3.3. Approvisionnements provenant des pays de l’OPEP
Dans le MTOMR, il est prévu que les producteurs de l’OPEP augmenteront de 4.0 Mb/j nets lacapacité de production de brut dans la période 2007-2012. La croissance est particulièrement
vigoureuse dans les années 2008 et 2010, lorsque le démarrage de nouveaux projets accroîtra lacapacité de l’OPEP de plus de 1.0 Mb/j dans chacune de ces années. Les prévisions tiennent compte
des investissements dans de nouvelles capacités et du déclin net dans les gisements plus anciens (lestaux de déclin sont censés se situer entre 1-5 pour cent par an dans les gisements terrestres du golfe
Persique et 12-15 pour cent par an dans les gisements en eau profonde). Dans l’ensemble, le déclin net
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INCERTITUDES SUR LE MARCHÉ PÉTROLIER À MOYEN TERME -179

des réserves de l’OPEP s’établit en moyenne à 3.2 pour cent par an, chiffre inférieur aux 4.6 pour centqui ressortent des prévisions pour l’ensemble des pays non membres de l’OPEP. Ces chiffres
témoignent notamment de la part prédominante du total qui revient à la production à terre et en eau
peu profonde, dont le déclin est plus lent (quoique la production en eau profonde de l’Angola et duNigéria soit en train de prendre de l’ampleur). L’OPEP doit par conséquent s’employer à remplacer
quelque 1.1 Mb/j chaque année, et ce rien que pour assurer le maintien de sa capacité de production.
Les aspects politiques et les problèmes de sécurité sont également des aléas considérables pourl’établissement de prévisions des approvisionnements. Le MTOMR part de l’hypothèse d’unecroissance limitée au Venezuela, en Iran et en Irak, tandis qu’au Nigeria, certains arrêts de longue
durée sont supposés continuer à réduire la marge effective de capacité inemployée. Il est difficile deprévoir les changements qui pourraient modifier les conditions actuelles, mais il est juste de dire que lasolution des problèmes de sécurité en Irak et au Nigéria pourrait entraîner une augmentation notablede la capacité de production de l’OPEP.
L’analyse des accroissements de la production de brut de l’OPEP dans la période 2006-2012 ne
révèle qu’une partie des possibilités d’expansion des capacités. Les approvisionnements en liquides degaz naturel (éthane, propane, butane et pentanes issus des usines de traitement de gaz, ainsi quecondensats extraits des gisements) devraient progresser de +2.2 Mb/j (+7.8 pour cent par an), et porter
l’offre potentielle de LGN de l’OPEP à 7.1 Mb/j en 2012. Ce rythme correspond à la croissanceobservée dans les années 2001-2006, dès lors que les efforts visant à stimuler l’utilisation de gaznaturel et à réduire le brûlage à la torche se poursuivent.
Si le niveau des réserves de l’OPEP et les taux de déclin sont à l’origine d’une incertitudeconsidérable, il est tout aussi important, pour les projections concernant le marché pétrolier et sonéquilibre dans la prochaine décennie, de savoir comment les pays de l’OPEP choisiront de gérer leursréserves. A quel niveau l’un ou l’autre de ces pays décidera-t-il que le taux de production est optimalpour lui ? Selon certains, par exemple, l’Arabie saoudite augmentera sa production de brut de 15 Mb/j
au maximum. Par ailleurs, quelle que soit la méthode retenue pour évaluer le parc automobile de laChine ou de l’Inde et la croissance implicite de la demande qui y sera associée, il est évident que ce
degré de motorisation ne deviendra pas réalité si les approvisionnements ne sont pas au rendez-vous à
court ou à moyen terme.

4. CONCLUSION

Des aléas considérables pèsent encore sur les prévisions, tant du côté de l’offre que du côté de la
demande de pétrole, dont certains peuvent être mieux compris en améliorant la qualité des données etle champ qu’elles couvrent. Une plus grande transparence, si elle ne fait pas augmenter lesapprovisionnements, permet toutefois de construire des projections plus fiables du côté de l’offre.
Néanmoins, parmi les incertitudes les plus fortes présentes dans le monde pétrolier, certaines
découlent, semble-t-il, de problèmes sans rapport avec les données pétrolières.
Du côté de la demande, le taux de croissance de la consommation de pétrole est étroitement lié autaux de croissance économique de pays en développement très peuplés tels que la Chine, l’Inde,l’Indonésie et le Brésil. Les résultats seraient très différents si la croissance économique chinoise
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venait à marquer le pas, au lieu de se poursuivre au rythme actuel de 10 pour cent par an. De même,tôt ou tard, l’essor économique de ces pays se modérera, d’où une atténuation des pressions exercéesdu côté de la demande. Celle-ci peut également se voir freinée par une accélération des efforts
déployés par les pouvoirs publics pour réduire les émissions. Par ailleurs, les politiques et les prix sontsusceptibles d’influencer la vitesse à laquelle les innovations technologiques se font jour et sont
adoptées.
Mais les projections de la demande ne peuvent se concrétiser que si les approvisionnements poury répondre existent. Les politiques nationales de gestion des ressources sont peut-être ce qu’il est leplus ardu de prévoir. C’est en fonction de multiples facteurs -- parmi lesquels figurent les prix envigueur et la base de ressources -- qu’un pays décide à quel niveau son activité d’extraction est
optimisée. Ce paramètre peut devenir un objectif qui varie au gré des évolutions des conditions desécurité ou des changements de politique. Pour finir cependant, même si les contraintes
d’approvisionnement sont moins fortes qu’il n’avait été envisagé, la demande potentielle deséconomies émergentes est très importante, et il y a peu de chances que des quantités considérables descarburants pétroliers soient remplacées dans le secteur des transports à une échéance prévisible. Que
les contraintes s’exercent du côté de l’offre ou de la demande, les considérations environnementales
sont un motif supplémentaire qui justifie que nous nous préparions à faire face à un marché descarburants pour les transports soumis à des contraintes – même si les approvisionnements en
carburants existent, il y aurait des raisons de ne pas souhaiter les utiliser.

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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT,ÉLASTICITÉ-PRIX DE LA DEMANDE DE CARBURANT ETCONSÉQUENCES DES PERSPECTIVES DE L’INDUSTRIE PÉTROLIÈRE
POUR LA POLITIQUE DES TRANSPORTS

Kenneth A. SMALLaetKurt VAN DENDERba

Département de l’Économie
Université de Californie
IrvineÉtats-Unisb

Département de l’Économie
Université de Californie
IrvineÉtats-UnisetCentre Conjoint de Recherche sur les Transports
du Forum International des Transports et de l’OCDEPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -183

SOMMAIRE

RÉSUMÉ ............................................................................................................................................. 185
1.

INTRODUCTION ....................................................................................................................... 185

2.

DÉTERMINANTS DE L’ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE
TRANSPORT ROUTIER DE VOYAGEURS ET DE LA DEMANDE D’ÉNERGIEASSOCIÉE .................................................................................................................................. 187
2.1. Tendances observées aux États-Unis entre 1970 et 2005..................................................... 188
2.2. Tendances observées dans les autres pays de l’AIE............................................................. 191
2.3. Développements futurs......................................................................................................... 191
2.4. Élasticité-prix de la demande de carburant .......................................................................... 193
2.5. Résumé ................................................................................................................................. 198

3.

POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE DANS LE SECTEUR DES TRANSPORTS ............................ 199
3.1. Coûts marginaux externes de la consommation de carburant automobile dus auchangement climatique......................................................................................................... 203
3.2. Coûts marginaux externes de la consommation de carburant automobile dus à laDépendance pétrolière .......................................................................................................... 206
3.3. Conclusions de l’analyse des coûts marginaux externes ...................................................... 207

4.

CONCLUSION ........................................................................................................................... 209

NOTES ................................................................................................................................................ 210
RÉFÉRENCES .................................................................................................................................... 215

Irvine et Paris, septembre 2007

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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -185

RÉSUMÉ

Le présent document analyse le rôle des transports dans les politiques relatives à la sécuritéénergétique et au changement climatique. Il privilégie trois aspects : les incidences des prix del’énergie sur la demande de transport, les contributions que pourraient apporter les transports dans lespolitiques énergétiques, ainsi que l’interaction entre les préoccupations liées à l’énergie et celles qui
relèvent d’autres domaines de l’action publique dans le secteur des transports. Les transports sontrelativement peu sensibles aux signaux des prix d’ordre général, notamment les variations des prix descarburants, mais il reste néanmoins une marge considérable pour réduire la consommation decarburant des parcs de véhicules. En conséquence, nous ne devrions pas attendre des politiquesénergétiques qu’elles déclenchent des changements spectaculaires de la nature des systèmes detransport. De plus, cette absence de sensibilité laisse à penser qu’il doit être relativement coûteux deréduire la consommation d’énergie dans les transports, et donc que des politiques efficientes ne se
traduiront pas par des économies d’énergie aussi importantes (en pourcentage) que dans d’autres
secteurs. Des incitations par les prix ou des mesures réglementaires peuvent contribuer à réduire laconsommation d’énergie dans les transports. Cependant, si l’objectif premier est de freiner lechangement climatique, les mesures qui obligent à réaliser des économies d’énergie doivents’accompagner d’autres dispositions qui fassent de l’énergie fossile un option inintéressante du pointde vue économique – par exemple, l’application généralisée d’une taxe sur la carbone. Dans le cas
contraire, les réserves de combustibles fossiles resteront exploitables à des conditions avantageuses etconstitueront, de ce fait, une source d’émissions de dioxyde de carbone. Nous tenons à faire valoir qued’autres problèmes liés aux transports, notamment la congestion, la pollution atmosphérique locale etles accidents, entraînent des coûts marginaux externes beaucoup plus élevés que le changement
climatique et la sécurité énergétique. C’est pourquoi les politiques qui s’attaquent directement à ces
autres problèmes devraient bénéficier d’une haute priorité, indépendamment de celles du domaine del’énergie.

1. INTRODUCTION

Au cours des dernières années, on a vu réapparaître les débats publics à propos de la pertinencede la gestion de la consommation d’énergie et de l’efficacité des différentes méthodes envisageables,
dans le domaine des transports et dans d’autres secteurs de l’économie. Ce regain d’intérêt pour laquestion énergétique a deux origines. D’une part, les produits pétroliers étant une source d’énergie depremière importance, l’augmentation et la volatilité des prix du pétrole ainsi que la dépendance accrue
à l’égard des importations pétrolières ont renforcé les craintes en matière de sécurité énergétique. Les
projections à long terme des prix du pétrole sont revues à la hausse. A titre d’exemple, les prévisions
pour 2030 du scénario de référence proposé par l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) en 2000

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utilisaient un prix du baril de 33 USD (prix exprimés en USD de 2005) ; en 2004, ce chiffre était passéà 40 USD et en 2005, il avait atteint 55 USD, reflétant ainsi l’inquiétude selon laquelle la hausse desprix du pétrole n’est pas un phénomène transitoire1. D’autre part, il existe une convergence de vues
croissante pour dire que les coûts auxquels on doit s’attendre à cause du changement climatiquejustifient l’adoption de mesures de réduction des gaz à effet de serre, même si l’urgence de la situation
reste sujette à controverse (par exemple : Arrow 2007, Schelling 2007).
Le présent document a pour objectif d’évaluer trois facteurs : l’impact de la hausse prévisionnelle
des prix de l’énergie sur la demande de transport, les contributions potentielles du secteur destransports aux politiques énergétiques et l’interaction entre les préoccupations énergétiques et lesautres inquiétudes des pouvoirs publics concernant le secteur des transports. Nous nous intéresserons
surtout au transport routier de voyageurs, car c’est un mode très gros consommateur d’énergie qui est
souvent visé par les politiques énergétiques.
La section 2 propose un examen des tendances passées et des prévisions pour l’avenir. La
quasi-totalité des sources prévoient une augmentation forte et continue de la demande de transport,dans tous les pays, et surtout dans des pays en développement comme la Chine. Cette augmentation dela demande explique en partie la hausse des prix du pétrole, mais cette dernière n’a pas encore
beaucoup freiné la croissance de la demande, car ses effets ont subi des distorsions dues àl’augmentation de la population et des revenus.
La section 2.4 propose une perspective plus analytique pour distinguer les principaux moteurs dela demande énergétique du transport routier de voyageurs. Nous passons en revue les donnéeséconométriques récentes en nous centrant particulièrement sur les États-Unis, et en prêtant une
attention particulière aux études qui différencient explicitement les déterminants de la consommationde carburant (parc automobile, kilométrage moyen des véhicules et intensité énergétique moyenne).
Cet examen confirme que le revenu est un moteur clé de la demande de transport ; les prix descarburants ont également une influence, mais de moindre ampleur. En outre, l’impact du coût du
carburant, que ce soit sur la demande de transport ou sur la demande de carburant, semble décroître
lorsque le revenu augmente. L’une des conséquences de ce phénomène est que l’impact des prix descarburants sur la demande de carburant se manifeste de plus en plus par des améliorations deséconomies de carburant plutôt que par des réductions du volume des déplacements.
La section 2 nous permet de conclure de façon générale que l’élasticité de la demande de pétrole
va très certainement décliner. L’une des conséquences que nous pouvons en tirer est qu’il faudrait
augmenter plus fortement les taxes sur les carburants en vue de réduire d’un volume donné laconsommation de carburant ce qui ne remet pas en cause l’intérêt économique de ces taxes par rapport
à d’autres instruments, mais ce qui a une incidence sur leur faisabilité politique. Lorsqu’il est
politiquement impossible d’augmenter les taxes sur les carburants, les réglementations en faveur deséconomies de carburant deviennent plus attractives. Dans cette optique, la réduction de l’élasticité est
une « bonne nouvelle » car elle limite l’augmentation de la mobilité engendrée par la baisse du coûtspécifique du carburant due elle-même à la baisse de l’intensité énergétique des véhicules – ce qu’on
appelle « l’effet rebond ». Les réglementations en faveur des économies de carburant sont ainsi plus àmême d’atteindre leur objectif de réduction de la consommation. Par conséquent, du point de vue de lasécurité énergétique, les réponses politiques qui ont pour objectif d’accroître les économies decarburant semblent raisonnables. Mais si le but est aussi de réduire les émissions de gaz à effet deserre, alors ces réglementations doivent être accompagnées de taxes sur les carburants ou le carbone.
En effet, à elles seules, les économies de carburant peuvent modifier surtout le profil temporel de laconsommation de pétrole et non son total cumulé.

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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -187

Dans la section 3, nous étudions l’interaction entre les préoccupations des pouvoirs publics liées àl’énergie et à d’autres aspects dans le secteur des transports. Les politiques énergétiques ont un impact
sur les phénomènes, comme la pollution locale de l’air et la congestion, qui sont davantage dues auvolume des déplacements qu’à la quantité de carburant consommée. Par conséquent, desaugmentations même faibles du volume des déplacements, dues à des réglementations en faveur deséconomies de carburant, peuvent avoir des effets secondaires coûteux. Il est légitime de prévoir desmesures pour maîtriser ces effets secondaires, et certaines sont déjà en place : par exemple, on lutte
contre la pollution locale de l’air en fixant des limites d’émission par kilomètre parcouru. En revanche,
le problème de la congestion reste largement incontrôlé, sauf dans certaines villes où sont appliqués
les péages cordon dont on a beaucoup parlé (Singapour, Londres, Stockholm) et dans certaines régions
où sont mis en place des dispositifs expérimentaux de péage modulé en fonction de la valeur pourl'usager (Californie du Sud, Texas, Minnesota).
Pour examiner la politique des transports à un niveau plus général, nous avions besoin d’un
instrument de référence pour pouvoir comparer l’importance relative des différents objectifs àatteindre. Nous nous sommes intéressés à un de ces instruments : le coût marginal externe del’utilisation des véhicules motorisés, évalué par plusieurs sources. Après étude de ce coût, nous
concluons que les projets d’amélioration des transports doivent traiter les problèmes plus prosaïques
comme la congestion, la pollution de l’air et les accidents de la route avant de traiter les problèmesénergétiques. Nous suggérons également que les transports sont probablement un secteur économiquedont la contribution à la baisse globale de la consommation d’énergie devrait être proportionnellement
plus faible que celle d’autres secteurs qui offrent des possibilités plus économiques de réduction de laconsommation d’énergie ou de recours à des énergies de substitution. Ces résultats ne remettent pas encause l’importance de la politique énergétique en matière de transports, mais ils rappellent quel’énergie ne doit pas devenir le seul, ni même le principal, facteur considéré.

2. DÉTERMINANTS DE L’ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE
TRANSPORT ROUTIER DE VOYAGEURS ET DE LA DEMANDE D’ÉNERGIE ASSOCIÉEDans cette section, nous identifions les principaux déterminants de la demande de transport devoyageurs en véhicules motorisés, en accordant une attention particulière à la consommationd’énergie. Les États-Unis sont le pays considéré en priorité (section 2.1), parce qu’il s’agit du plus
gros consommateur d’énergie du monde en matière de transport et qu’il existe beaucoup de données à
son sujet. Dans la section 2.2, nous présentons brièvement les tendances observées dans d’autres pays
et dans la section 2.3, nous examinons les projections et politiques pour les prochaines décennies.
Dans la section 2.4, nous passons en revue les données sur la sensibilité de la demande de transport
aux prix de l’énergie. Nous calculons sa valeur, son taux de variation et la part relative de deux
composantes de cette sensibilité aux prix : la variation du volume des déplacements et la variation del’intensité énergétique des déplacements. La section 2.5 fait le bilan des enseignements.

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2.1. Tendances observées aux États-Unis entre 1970 et 2005
Nous nous intéressons d’abord à l’évolution générale de la consommation d’énergie, puis àcertains paramètres spécifiques (parc automobile, intensité énergétique, kilométrage). Les données
nécessaires à cette étude figurent dans le Transportation Energy Data Book (Davis et Diegel, 2007).
Les transports sont dépendants du pétrole et la consommation ne cesse d’augmenter
Aux États-Unis, la consommation de pétrole, tous secteurs confondus, est passée de 17.3 millions
de barils par jour (Mb/j) en 1973 à 20.8 Mb/j en 20052. Cette croissance n’a pas été continue,
puisqu’un minimum de 15.2 Mb/j a été enregistré en 1983. Dans le secteur des transports, lacroissance de la consommation a été régulière : de 9.05 Mb/j en 1973 à 13.9 Mb/j en 2005. La
consommation a baissé dans tous les autres secteurs (résidentiel, commercial et productiond’électricité), sauf dans le secteur industriel où elle a très légèrement augmenté. Par conséquent, la partdes transports dans la consommation totale de pétrole a fortement augmenté : de 52 pour cent en 1975
à 67 pour cent en 2005. La part des transports dans la consommation totale d’énergie a également
augmenté : de 24.6 pour cent en 1973 à 28.2 pour cent en 2005. L’énergie consommée par le secteur
des transports provient presque exclusivement du pétrole dont la part était de 96 pour cent en 1973 et
en 2005. Dans les autres secteurs, la part du pétrole est beaucoup plus faible et elle recule3.
Ces chiffres illustrent le fait que, contrairement aux autres secteurs, le transport reste toujours
aussi dépendant du pétrole. Or, comme le pétrole est fortement taxé dans les transports, il est permis
de penser qu’il est techniquement très difficile de passer à d’autres sources d’énergie dans ce secteur.
Face à l’augmentation du prix du pétrole, une autre solution consiste à réaliser des économies decarburant. De telles économies ont déjà été faites, notamment parce que, pour certains modes detransport, le mécanisme de marché a été complété par des interventions réglementaires. La
réglementation la plus connue en la matière est la Corporate Average Fuel Economy (CAFE : normede consommation moyenne de carburant définie par les constructeurs) appliquée aux voitures
particulières neuves. Ces mesures n’ont toutefois pas été suffisantes pour contrebalancer l’essor del’activité de transport.
Les véhicules légers sont les premiers consommateurs d’énergie du secteur des transports
Le Tableau 1 présente la répartition, par mode de transport, de la consommation d’énergie
exprimée en billions (milliers de milliards) de btu (unité thermale britannique). Entre 1970 et 2005, laconsommation d’énergie totale du transport a augmenté de 78 pour cent, mais la hausse est plus
marquée pour le transport routier (88 pour cent) que pour les autres modes de transport (45 pour cent).
La croissance maximale, observée pour les utilitaires légers, a été partiellement induite par lesréglementations CAFE4. La croissance est également importante pour l’ensemble des véhicules légers.
La consommation d’énergie des poids lourds et des avions a elle aussi rapidement augmenté. Les
voitures particulières et les utilitaires légers, pris ensemble, ont représenté légèrement moins des deux
tiers de la totalité de la consommation d’énergie du secteur des transports, aussi bien en 1970 qu’en2005. Les parts revenant aux poids lourds et à l’aviation ont augmenté, tandis que celles de la plupart
des autres modes ont diminué.
La plupart des modes de transport sont aujourd’hui beaucoup plus économes en énergie
Le Tableau 2 présente l’évolution de l’intensité énergétique dans le secteur des transports.
Plusieurs observations s’imposent. Premièrement, à l’exception du transport maritime demarchandises, tous les modes de transport sont beaucoup plus économes en énergie en 2005 qu’en1970. Deuxièmement, la baisse la plus importante de l’intensité énergétique a eu lieu dans le domaine
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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -189

du transport aérien commercial, probablement du fait de la plus grande taille des avions, des tauxd’occupation accrus et des progrès technologiques. (Le secteur de l’aviation générale ne suit pas lamême tendance.) En quantité d’énergie par mile-passager, le transport aérien commercial est
aujourd’hui aussi efficient que la voiture mais, bien sûr, les avions ont tendance à parcourir desdistances plus longues. Troisièmement, l’intensité énergétique des véhicules utilitaires légers est 1.4
fois supérieure à celle des voitures particulières, même si l’on fait l’hypothèse optimiste que le tauxd’occupation des utilitaires est aussi élevé que celui des voitures. Quatrièmement, la baisse del’intensité énergétique n’est pas plus marquée pour les véhicules utilitaires légers soumis à
réglementation que pour les modes de transport non réglementés. Cela signifie que, si lesréglementations en faveur des économies de carburant doivent cibler les utilitaires légers, c’est parceque les décisions prises par les ménages en matière d’économies de carburant sont plus « mauvaises »que celles des transporteurs commerciaux comme les entreprises de transport routier ou lestransporteurs aériens5. Enfin, à cause de la baisse de leur taux d’occupation, les bus sont aujourd’hui
plus consommateurs par mile-passager que les voitures.
Le nombre et le kilométrage par habitant des véhicules légers ont augmenté
Le nombre de véhicules par habitant est passé de 0.48 en 1970 à 0.80 en 2005. Au cours de lamême période, le kilométrage annuel moyen par habitant est passé de 5 440 à 10 087 miles. Les
véhicules des flottes des entreprises sont utilisés de façon encore plus intensive : leur kilométrage
moyen est d’environ 25 000 miles par an. Cette évolution a eu pour effet net d’augmenter le volume
total des déplacements sur route aux États-Unis de 3.2 pour cent par an entre 1970 et 1995, puis de
2.1 pour cent par an entre 1995 et 20056. Cependant, selon des données récentes sur le trafic , desaugmentations prolongées des prix des carburants pourraient mettre fin à cette tendance : lesdéplacements sur l’ensemble des routes et rues du pays auraient apparemment baissé de 0.4 pour cententre avril 2006 et avril 20077. La hausse des prix des carburants peut donc parfois réduire
suffisamment les déplacements pour compenser l’effet positif (et probablement en phase deralentissement) de l’augmentation des revenus.
La longueur moyenne d’un déplacement sur les routes américaines est passée de 8.7 miles en1983 à 10.0 miles en 2001 (Pisarski 2006, Figure 3-7). La longueur moyenne d’un déplacement
professionnel a augmenté de manière encore plus nette : de 8.5 à 12.1 miles au cours de la mêmepériode. L’allongement des déplacements entre domicile et lieu de travail est principalement dû à laforte augmentation des déplacements domicile-travail de banlieue à banlieue et à l’augmentation,
moins forte mais néanmoins substantielle, des déplacements domicile-travail de banlieue à centre-ville(Pisarski 2006, Figure 3-9). Notons par ailleurs que seuls 22 pour cent de l’ensemble des trajets sontdes déplacements domicile-travail (NHTS 2001). Les déplacements pour les courses ou les loisirs
représentent aujourd’hui 46 pour cent de l’ensemble des trajets. Cependant, il est probable qu’unepartie de ces déplacements soient aussi difficiles à éviter que les déplacements domicile-travail, etqu’il soit même plus difficile de les effectuer au moyen d’autres modes de transport.
Synthèse
Comme la baisse de l’intensité énergétique est insuffisante pour compenser la croissance de la
demande d’énergie causée par l’augmentation des déplacements, la consommation d’énergie due aux
transports continue de croître. Certains indices récents laissent néanmoins penser que des prix del’énergie suffisamment élevés peuvent ralentir suffisamment l’augmentation des déplacements pourréduire la consommation d’énergie.

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102.5
107.8

1990
2005

Transport routier
Autres modes de transport
Tous
FerroUtilitaires MotoBus
Poids
AérienMaritime Pipelinevéhicules
viairelégerscycleslourds% de la consommation d’énergie totale
9.99
0.05
0.84
10.09
76.02
8.49
5.45
6.43
3.60
20.61
0.11
0.77
15.44
77.15
9.62
6.69
4.27
2.27
29.61
0.10
0.70
16.71
80.49
9.05
4.99
3.07
2.40
Évolution de la consommation d’énergie par mode de transport, 1970 = 100
289.2
342.9
129.5
214.7
142.3
158.9
172.0
93.2
88.5
526.8
385.7
148.1
294.7
188.3
189.5
162.6
85.1
118.4

Transport de voyageurs
VoituresUtilitaires légers
Bus urbains
Tr. aériens titulaires
btu/pm ind. btu/pm ind. btu/pm
ind.
btu/pm
ind.
4868
6709
100
2472
100
10282
100
100
4733
97
6252
93
2814
114
7826
76
4279
88
5527
82
2813
114
5561
54
4110
5008
75
3423
138
5053
49
84
3856
79
4842
72
3794
153
4875
47
3689
76
4505
67
4310
174
4349
42
3611
4545
68
4515
183
3952
38
74
3445
71
4874
73
na
na
3264
32

Transport de marchandises
TrainsPoids lourds
TrainsNaviresind. btu/tm
btu/pmind. btu/vm
ind. btu/tm
2157
100
24960
100
691
100
545
2625
122
24631
99
687
99.4
549
2312
107
24757
99
597
86.4
358
2809
130
23343
94
497
71.9
446
3024
140
22795
91
420
60.8
387
3340
155
22096
89
372
53.8
374
2729
127
23448
94
352
50.9
473
2784
129
20539
82
337
48.8
514

ind.
100
101
66
82
71
69
87
94

140.27177.84100.00100.00100.00Tous modes

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Légende : pm signifie passager-mile, vm signifie véhicule-mile, tm signifie tonne-mile.
Source : Davis et Diegel, 2007, Tableaux 2.13, 2.14, 2.16.
Note : Davis et Diegel, 2007, ne fournissent pas les valeurs en btu/pm pour les véhicules utilitaires légers – nous avons converti les btu/vm indiqués en utilisantles taux d’occupation des voitures particulières (probablement plus élevés).

1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005

133.7
144.7

23.98
22.85
19.51

Tous modes
non routiers

Tableau 2. Intensité énergétique (en btu par « mile voyagé ») par mode de transport aux États-Unis entre 1970 et 2005

Source : d’après Davis et Diegel, 2007, Tableaux 2.7 et 2.8.

55.06
40.22
33.38

1970
1990
2005

Voitures

Tableau 1. Énergie consommée (en btu) par le transport aux États-Unis : répartition par mode et évolution entre 1970 et 2005

190 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORTÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -191

2.2. Tendances observées dans les autres pays de l’AIE
Pour l’ensemble des pays de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), la consommation depétrole dans les transports est passée d’environ 600 millions de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep) en
1970 à environ 1 000 Mtep en 2000. La croissance a été régulière, en dépit d’une chute de laconsommation totale de pétrole à la fin des années 70 et au début des années 80 (AIE 2001). Le
pétrole est quasiment la seule source d’énergie du secteur (environ 97 pour cent dans les pays del’OCDE, d’après AIE 2002).
En ce qui concerne le transport terrestre, le profil de la consommation d’énergie par mode tend àse situer entre deux extrêmes : États-Unis et Japon. La part des voitures et utilitaires légers est la plus
forte aux États-Unis (66 pour cent en 1995), tandis qu’elle est la plus faible au Japon (52 pour cent).
L’inverse est vrai pour le transport de marchandises par poids lourd (29 pour cent aux États-Uniscontre 38 pour cent au Japon) ainsi que pour le transport de voyageurs par bus et train (1 pour centseulement aux États-Unis contre 7 pour cent au Japon). Ainsi, bien que les États-Unis soient sansconteste les premiers pour l’utilisation des voitures particulières, ces véhicules sont le mode detransport terrestre le plus consommateur d’énergie dans tous les pays de l’AIE.
D’après l’AIE (2001), la baisse de la consommation des voitures neuves américaines a été
relativement similaire à celle des voitures neuves japonaises ou australiennes entre 1980 et 2000. (EnEurope, la voiture neuve moyenne était beaucoup plus économe en carburant.) Quant aux véhicules
utilitaires légers, principalement utilisés pour le transport de passagers et particulièrement répandus
aux États-Unis, ils consomment beaucoup plus de carburant que les voitures particulières. L’intensitéénergétique globale des parcs de voitures particulières a légèrement baissé entre 1980 et 2000 dans laplupart des pays de l’AIE, mais cette évolution a été stoppée aux États-Unis à la fin des années 90,
principalement à cause de l’explosion de l’utilisation des utilitaires légers. En d’autres termes, laconsommation de carburant par unité de poids a fortement baissé partout, mais le poids des véhicules a
augmenté, en particulier aux États-Unis.
En ce qui concerne la demande de transport, l’AIE (2002) indique que dans plusieurs pays
européens (France, Royaume-Uni, Pays-Bas), le nombre de véhicules-kilomètres par habitant est passéd’environ 3 000 à 6 000 entre 1970 et 1997. Ce taux de croissance est plus élevé que celui desÉtats-Unis. Toutefois, étant donné que le niveau de cet indicateur dans ces pays est encore inférieur àla moitié de celui des États-Unis, il est peu probable que l’Europe atteigne prochainement les niveaux
américains de kilométrage par habitant.
En résumé, les profils et tendances observés aux États-Unis et dans les autres pays de l’AIE ne
diffèrent pas de manière fondamentale. Cependant, les niveaux sont sensiblement différents : les tauxde motorisation et d’utilisation de véhicules restent plus élevés aux États-Unis, de même que laconsommation de carburant, ce dernier facteur étant en partie imputable à la plus forte prépondérance
des utilitaires légers dans le parc automobile américain.
2.3. Développements futurs
A l’heure actuelle, les pays de l’OCDE sont responsables de 70 pour cent de la consommation
mondiale d’énergie destinée aux transports. Toutefois, les prévisions de l’AIE indiquent que ce
pourcentage devrait diminuer pour atteindre 55 pour cent en 2030 et 45 pour cent en 2050. La
croissance de la part des transports dans la demande de pétrole ne se limite pas aux pays de l’AIE ou
de l’OCDE, et elle devrait se poursuivre. La part des transports dans la consommation de pétrole, qui
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192 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
était déjà de 54 pour cent dans la zone de l’OCDE et de 33 pour cent dans le reste du monde en 1997,
devrait atteindre respectivement 62 pour cent et 42 pour cent d’ici 2030 (AIE 2006). Fulton et Eads
(2004) font remarquer que cette augmentation de la part des transports dans la demande totale depétrole engendre une diminution de la sensibilité aux prix globale de la demande de pétrole, car lademande de transport a une élasticité-prix plus faible que la demande d’autres services énergétiques.
Cette diminution pourrait entraîner une plus grande volatilité des prix en cas de choc sur l’offre, ce qui
est justement un des moteurs du récent regain d’intérêt général pour la politique énergétique.
L’augmentation de la consommation d’énergie peut se décomposer en deux facteurs : la variationde la demande de transport et celle de l’intensité énergétique des véhicules en circulation. Eads (2006)
prévoit qu’entre 2000 et 2050, l’utilisation des véhicules légers augmentera globalement de 1.9 pourcent par an, tandis que l’intensité énergétique reculera de 0.4 pour cent par an, d’où un résultat net de
1.5 pour cent par an de croissance de la demande totale d’énergie pour le transport des voyageurs.
Dans le secteur du transport aérien, la consommation d’énergie croît de 2.6 pour cent par an, car lacroissance annuelle de la demande est de 3.3 pour cent et l’économie annuelle de carburant de
0.7 pour cent. Dans le secteur du transport par poids lourds, les pourcentages sont respectivement de
1.9 pour cent, 2.6 pour cent et 0.7 pour cent. La croissance prévue dans les pays en développement est
plus rapide, mais le taux de motorisation de ces pays ne devrait pas atteindre le niveau américain d’icià 2050, de même que la demande de transport par habitant ne devrait pas atteindre les niveaux despays de l’OCDE. Le principal moteur de la croissance de la demande de transport est le revenu par
habitant. (Selon les hypothèses de l’AIE relatives à la croissance des revenus, les pays de l’ex-Union
soviétique, les pays de l’Europe de l’Est et la Chine devraient atteindre, d’ici 2050, les niveaux derevenu des pays de l’OCDE de 2000, tandis que l’Inde devrait atteindre le niveau de revenu de laChine de 2025.)
La consommation d’énergie du secteur des transports préoccupe les autorités d’un grand nombrede pays où les marchés des véhicules motorisés sont importants. Les États-Unis, l’Europe et le Japon
utilisent diverses combinaisons de taxes sur les carburants, de taxes sur les véhicules et deréglementations en faveur des économies de carburant des voitures neuves, mais l’importance qu’ils yaccordent n’est pas la même. Les économies de carburant, réglementées dans de nombreuses régions
du monde, ne le sont que depuis peu dans l’Union Européenne et au Japon, et il n’existe aucune
réglementation en Inde et au Mexique, où la demande de transport augmentera probablement
fortement dans les années à venir (Plotkin, 2004). En outre, la sévérité des normes de consommationde carburant est très variable, et cette variabilité est appelée à persister (An et al., 2007). L’Union
Européenne et le Japon ont les objectifs les plus ambitieux. Les normes américaines sont moins
restrictives que dans la plupart des autres pays, quoique l’élan politique actuel semble pencher pour lerenforcement de la réglementation. La Chine prévoit de s’aligner sur les normes les plus strictes, maiselle aura besoin de temps pour cela. Quant au Brésil et à la Corée du Sud, ils ont bien mis en place desréglementations, mais qui ne sont pas très ambitieuses.
A l’issue d’un examen de l’action des Gouvernements, An et al. (2007) concluent que les pays
comptent de plus en plus souvent sur les réglementations en faveur des économies de carburant. L’unedes raisons principales est que de nouvelles augmentations des prix des carburants sont politiquement
difficiles à mettre en œuvre – dans les pays riches parce que les prix sont déjà très élevés, et dans les
pays pauvres parce que se posent des problèmes d’équité (et, ajouterions-nous, de stabilité politique).
C’est pourquoi il est raisonnable de s’attendre, dans de nombreuses régions du monde, à la poursuitede la réduction de la consommation spécifique des véhicules motorisés induite par la réglementation.
Bien que le renforcement des réglementations de ce type puisse être bénéfique, leur intérêt pourlutter contre le changement climatique est limité par le fait qu’elles influent sur le profil temporel, et
non sur le volume cumulé, des émissions issues de la combustion des combustibles fossiles. LesPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -193

avantages actuels d’une réduction des rejets de gaz à effet de serre risquent d’être partiellement remis
en cause à l’avenir, si les réserves disponibles de combustibles fossiles restent économiquement
rentables en l’absence d’augmentation des prix. Les investissements importants visant à améliorer
l’efficacité énergétique des technologies de transport traditionnelles très émettrices de carbone
conduiront plutôt à réduire les prix des combustibles fossiles, ce qui est en fait l’un de ses objectifs
explicites dans une optique de sécurité énergétique. Beaucoup d’analystes semblent ne pas avoir relevéla contradiction qui, en ce sens, existe entre l’objectif de maîtrise du changement climatique etl’objectif de réduction de la dépendance pétrolière. Si le levier choisi est celui de la réglementation dela consommation spécifique de carburant plutôt que de l’augmentation des prix, il importe alorségalement d’adopter des mesures complémentaires pour empêcher que les prix baissent et/ou
encourager l’innovation technologique concernant les sources d’énergie de substitution.
Bien sûr, l’efficacité de ces mesures complémentaires se heurte à certaines limites. Premièrement,
pour que les investisseurs se lancent dans de grands projets de développement de modes de production
alternatifs, ils doivent avoir l’assurance que les mesures d’incitation resteront en vigueur pendant
longtemps. Deuxièmement, les prix élevés des carburants pour les consommateurs ne constituent une
incitation pour les constructeurs que si les consommateurs sont réactifs au coût des déplacements
imputable aux carburants. Ce dernier point est abordé dans la sous-section suivante. Nous verrons que,d’après certains travaux de recherche récents, cette réactivité est faible et même probablement en
régression.
2.4. Élasticité-prix de la demande de carburant
Cette section présente les travaux que nous avons récemment effectués pour estimerl’élasticité-prix de la demande de carburant. Cette élasticité a déjà fait l’objet de nombreuses
recherches, mais nous pensons que notre étude est pertinente dans le contexte de ce document, pourplusieurs raisons. Premièrement, nous mesurons non seulement l’élasticité-prix, mais aussi deuxréactions distinctes sous-jacentes : la variation du volume des déplacements et la variation del’intensité énergétique. Deuxièmement, la variation du volume des déplacements nous renseigneégalement sur l’ordre de grandeur de l’« effet rebond », qui est un effet annexe potentiellement
important des réglementations sur la consommation spécifique des véhicules motorisés.
Troisièmement, nous analysons la dépendance des deux réactions sous-jacentes à des facteurs tels quele revenu, le degré d’urbanisation et le coût du carburant. Nos résultats indiquent que la sensibilité dela demande de transport au coût du carburant est une fonction décroissante du revenu et del’urbanisation, et une fonction croissante du niveau initial du coût du carburant. Étant donné les ordresde grandeurs respectifs de ces trois facteurs, l’évolution de loin la plus probable pour l’avenir est la
poursuite de la baisse de l’élasticité, ce qui a d’importantes répercussions sur l’élaboration despolitiques de transport.
Les données utilisées sont celles d’une série chronologique transversale se rapportant aux Étatsaméricains (plus le District of Columbia) entre 1966 et 2004. La période couverte par cette étude,d’une durée de 39 ans, est donc supérieure de 3 ans à celle de la série de données d’une précédente
analyse de Small et Van Dender (2007a). A ce paramètre près, la méthode décrite ici est très similaireà celle de la précédente analyse.8
Nous décomposons la variation de la consommation de carburant en trois parties : la variation duvolume des déplacements par adulte (M) pour un parc automobile donné, la variation du parc
automobile par adulte (V) et la variation de l’intensité énergétique moyenne des véhicules (Fint). Cesvariations sont exprimées en logarithmes.9 sous forme de trois équations simultanées. Nous clarifions
ainsi l’un des points pouvant prêter à confusion dans la documentation plus ancienne, qui prend
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194 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
rarement en compte le fait que le rendement énergétique (l’inverse de Fint) est choisi conjointement
au volume des déplacements et au parc automobile. (Nous envisageons, sans pourtant le modéliser
formellement, un processus décisionnel dans lequel les consommateurs et les constructeursinteragissent sur les marchés des véhicules neufs tout en réagissant aux contraintes ou incitations
créées par la réglementation.) Nous pouvons ensuite mesurer « l’élasticité structurelle » desdéplacements en fonction du coût du carburant par mile, ε Mˆ , PM , ce qui permet de tenir compte desréactions à la fois à travers l’évolution du parc et à travers l’utilisation d’un parc de taille donnée10.
Nous constatons de manière empirique qu’en omettant la détermination simultanée du volume desdéplacements et de l’intensité énergétique, on surestime fortement l’ordre de grandeur de cetteélasticité.
Il est généralement supposé (par nous et par d’autres) que le volume des déplacements M est plus
sensible au coût du carburant par mile PM qu’aux composantes de PM prises séparément (le prix du
carburant et l’intensité énergétique). Pour cette raison, l’élasticité ε Mˆ , PM nous renseigne sur deux
politiques différentes. Elle est une composante de l’élasticité-prix du carburant (puisque ce prix est
une composante de PM) ; en même temps, elle mesure la réactivité du volume des déplacements aux
variations de l’intensité énergétique (l’autre composante de PM). Dans ce dernier contexte, la réactivité
est souvent appelée « effet rebond », car elle annule une partie des économies de carburant qui
résulteraient d’une augmentation du rendement énergétique en l’absence de toute réaction
comportementale11. Par convention, nous définissons la quantité positive b ≡ −ε Mˆ , PM comme l’effet
rebond et l’exprimons en pourcentage. Par exemple, si ε Mˆ ,PM = -0.20, on considère que l’effet rebond
est de 20 pour cent.
Notre système empirique tient également compte de la lenteur de certaines variations, parexemple parce que la variation de la taille du parc automobile nécessite des achats de véhicules neufs
et la mise au rebut de véhicules anciens. De cette façon, nous établissons une distinction entre lesréactions à court terme et les réactions à long terme. En termes de calcul, il s’agit d’inclure des valeurs
retardées des variables dépendantes12. Dans l’équation du volume des déplacements, cela revient à
supposer qu’il existe un volume des déplacements souhaité et que tout écart entre ce volume souhaitéet le volume atteint l’année précédente est réduit en un an d’une fraction (1-αm) où αm est le coefficientde la valeur retardée de la variable. Ainsi, la réaction à court terme (celle qui se produit la mêmeannée) est inférieure à la réaction à long terme. L’effet rebond à long terme est approximativement13 :bL ≅− ε Mˆ ,PM
bS
=
.
m
1− α
1− α mComme expliqué plus haut, notre principale innovation par rapport aux études précédentes est dedéfinir l’équation du volume des déplacements de manière à ce que l’effet rebond, au lieu d’être uneconstante, varie en fonction du revenu, du prix du carburant et de l’urbanisation. A cet effet, on définitl’équation exprimant vma (le logarithme du nombre de véhicules-miles parcourus par adulte) de tellesorte que le logarithme du coût du carburant par mile, pm, apparaisse non seulement en tant que seulevariable (de coefficient βpm), mais également en interaction avec les autres variables, y compris ellemême. Nous définissons trois variables de ce type : pm*inc, pm*pm≡pm2 et pm*Urban et nous
appelons leurs coefficients β1, β2, et β3. Ainsi, dans cette équation, l’élasticité structurelle, qui est
approximativement égale à l’opposé de l’effet rebond, est composée de quatre termes :14

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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -ε M ,PM =195∂ (vma )= β pm + β 1 ⋅ inc + 2β 2 ⋅ pm + β 3 ⋅ Urban . (1)∂ ( pm)Les résultats donnés par ce modèle sont assez similaires à ceux que nous avions trouvés surl’intervalle de temps légèrement plus court dans Small et Van Dender (2007a). Les coefficients lesplus importants sont résumés dans le Tableau 3.
Tableau 3. Quelques résultats du modèle à trois équations, 1966-2004

Équation et variable
Équation pour vma :pm
pm*incpm*pm
pm*Urbaninc
Vma retardé
Équation pour fint :pf+vmacafe
fint retardé

Symbole ducoefficient

Estimation du coefficient

Erreur-type

βpm
β1
β2
β3
αm

-0.04070.0696-0.0169
0.02550.1044
0.79800.00420.01320.00640.01000.01340.0120αf-0.0297-0.0882
0.84500.00640.01100.0127

Notes relatives au Tableau 3 :vma = logarithme du nombre de véhicules-miles parcourus par adulte.
pm = logarithme du coût du carburant par mile (normalisé).
inc = logarithme du revenu par habitant.
Urban = fraction de la population vivant en zone urbaine.
fint = logarithme de l’intensité énergétique, c’est-à-dire log (1/E) où E = rendement énergétique.
pf = logarithme du prix du carburant.
cafe = variable exprimant l’excédent de la norme CAFE par rapport au rendement énergétiquesouhaité en fonction d’autres variables (Small et Van Dender 2007a, section 3.3.3).
pf+vma = log (prix du carburant * véhicules-miles parcourus), c’est-à-dire le logarithme de lavariation annuelle du coût du carburant observée pour une variation d’une unité de l’intensitéénergétique ; on peut donc l’interpréter comme le logarithme du « prix » pour l’utilisateur, entermes de coût supplémentaire annuel de fonctionnement, des équipements automobiles qui
augmentent l’intensité énergétique.

Pour mesurer l’effet rebond, nous nous intéressons en premier lieu aux quatre premiers
coefficients du Tableau 3. L’effet rebond à court terme dans les conditions moyennes de notreéchantillon est d’environ -βpm=0.0407, c’est-à-dire 4.07 pour cent, tandis que l’effet rebond à longterme est égal à 4.95 fois cette valeur, c’est-à-dire 20.1 pour cent. Les coefficients des trois variables
interactives relatives à pm (c’est-à-dire β1, β2 et β3) indiquent que l’effet rebond décroît si le revenu ou
l’urbanisation augmentent, et croît si le coût du carburant du transport augmente. Le résultat net est

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196 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
que l’effet rebond a fortement baissé au cours du temps, ce que nous confirmons en résolvantl’équation (sans les trois termes de l’interaction) séparément pour les deux périodes 1966-1989 et
1990-2004 : entre la première et la seconde périodes, l’effet rebond a été réduit de moitié15.
Le coefficient de inc confirme l’hypothèse intuitive selon laquelle le nombre de véhicules-miles
parcourus augmente avec le revenu : l’élasticité-revenu est d’environ 0.1 à court terme et 0.5 à longterme. Le coefficient αm de vma retardé indique que l’effet à long terme de n’importe quelle variable
sur le nombre de véhicules-miles parcourus (VMT) est à peu près 1/(1-αm) = 4.95 fois plus grand quel’effet à court terme correspondant. Ce résultat peut sembler surprenant au vu de notre observation
selon laquelle la taille du parc est un paramètre ayant peu d’influence. Cependant, il est possible que
les variations du volume des déplacements se produisent soit rapidement, par exemple grâce au
covoiturage ou à l’enchaînement des parcours, soit sur une période plus longue, par exemple en cas dechangements de domicile ou de lieu de travail ou même de l’aménagement du territoire.
Notre système d’équations mesure également la sensibilité du rendement énergétique moyen duparc automobile aux variations du prix du carburant. L’élasticité à court terme est approximativement
le coefficient de pf+vma dans le Tableau 3, soit -0.03, ce qui suppose une élasticité à long terme de- 0.1516.
Le Tableau 4 liste plusieurs élasticités implicites, calculées pour deux groupes de valeursdifférents des variables explicatives inc, pm, et Urban. Le premier groupe correspond aux valeursmoyennes obtenues pour l’ensemble de notre échantillon et le deuxième groupe correspond aux
valeurs moyennes obtenues pour les cinq dernières années de notre échantillon. 17

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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -197

Tableau 4. Estimation des élasticités
1966-2004

2000-2004

Valeurs moyennes (USD 2006 en termes réels) :Revenu des ménages (USD/an) 26 506
1.91
Prix du carburant (USD/gallon)

33 6691.69

Élasticités calculées :Court terme Long termeCourt termeLong terme
Véhicules-miles parcourus -0.041-0.210-0.011-0.057
Intensité énergétique-0.035-0.193-0.031-0.191
Consommation de carburant -0.074-0.363-0.041-0.237
Effet rebond (%)

4.1 %21.0 %

1.1 %

5.7 %

Source : Small et Van Dender (2007c), estimation d’après les données de l’échantillon complet.
Les élasticités sont exprimées par rapport au coût du carburant par mile pour les véhicules-miles
Les valeurs indiquées dans les colonnes figurant sous l’intitulé « 1966-2004 » ont été calculées à partir du coûtdu carburant et du revenu moyens de l’ensemble de la période de l’échantillon.
Les valeurs indiquées dans les colonnes figurant sous l’intitulé « 2000-2004 » ont été calculées à partir du coûtdu carburant et du revenu moyens des cinq dernières années de la période de l’échantillon.
Les erreurs types ont les valeurs approximatives suivantes :(a) 1966-2004, court terme : 0.004 pour les véhicules-miles parcourus, 0.020 pour l’intensité énergétique et laconsommation de carburant.
(b) 2000-2004, court terme : 0.007 pour les véhicules-miles parcourus, 0.020 pour l’intensité énergétique et laconsommation de carburant.
(c) Long terme : 5 à 6 fois supérieures aux valeurs à court terme.

Dans les conditions moyennes sur l’ensemble de la période de notre échantillon, l’effet rebond
mesuré est de 4.1 pour cent à court terme et de 21.0 pour cent à long terme. Mais ces valeurs chutent
fortement si on considère les conditions de la période 2000-2004 : au cours de cette période, l’effet
rebond moyen n’est que de 1.1 pour cent à court terme et 5.7 pour cent à long terme.
Comment expliquer le fait que l’augmentation du revenu réduise l’effet rebond ? Notre modèle nefournit aucune réponse directe, mais certaines explications plausibles peuvent être avancées.
Premièrement, la hausse du revenu entraîne la baisse de la part du coût du carburant dans la somme detoutes les dépenses, un phénomène qui peut induire une réduction des élasticités. Deuxièmement, lahausse du revenu induit également une revalorisation du temps, d’où le fait que le coût en temps de lamobilité acquière une importance relative supérieure à celle du coût en carburant. L’augmentation ducoût du carburant se traduit alors par une augmentation proportionnellement plus faible du coût total
de la mobilité (qui est la somme des coûts en temps et en argent), ce qui, en supposant que lesconducteurs réagissent surtout à ce coût total, réduit l’élasticité du seul coût financier. Cependant, il
existe également des arguments pouvant expliquer pourquoi la hausse du revenu pourrait, au contraire,
faire augmenter les élasticités : la part des déplacements de loisirs tend à être supérieure chez lesménages à hauts revenus, et il est plus facile de réduire ce type de déplacements que les déplacements« obligatoires ». Hughes et al. (2006) calculent que les élasticités-prix de la demande d’essence sontplus grandes pour les hauts revenus que pour les revenus faibles, tout en constatant parallèlement quecette élasticité décline au cours du temps18.

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198 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
Nous constatons que l’élasticité de l’intensité énergétique est presque constante, contrairement àcelle du volume des déplacements, même si nous avons testé des spécifications lui permettant devarier. Cette élasticité est relativement peu étudiée, et les résultats sont très variables, principalement àcause des différences entre les groupes de données utilisés. Les résultats obtenus en valeur absolue,
c’est-à-dire les valeurs à court et long termes de respectivement 0.031 et 0.191 au cours de la période
récente, sont proches des estimations de 0.017 et 0.150 obtenues par Li, Timmins et von Haefen(2006), qui mesurent plus directement la réactivité des consommateurs sous la forme de décisions
spécifiques aux modèles, prises à propos de la mise au rebut de véhicules anciens ou de l’achat devéhicules neufs.
Selon nos estimations, l’élasticité-prix à long terme de la demande d’essence est de -0.363 surl’ensemble de la période étudiée et de -0.237 au cours des cinq dernières années. Étant donné la forte
baisse de la composante « déplacement » et la relative constance de l’intensité énergétique, l’influence
du volume des déplacements sur la réaction au prix du carburant est fortement réduite. Ce résultat, qui
indique que la réaction au prix du carburant se manifeste plus par des économies de carburant que parune modification du volume des déplacements, est confirmé par une étude de douze pays de l’OCDE
réalisée par Johansson et Schipper (1997) et, plus récemment, par la méta-analyse (analyseéconométrique des précédentes estimations de l’élasticité de la demande de carburant par rapport auprix du carburant) de Brons et al. (2007)19.
Que peut-on prévoir pour l’avenir ? Pour résumer, nos résultats montrent que la consommation decarburant par voiture a perdu de son élasticité-prix au cours du temps et qu’elle est de plus en plus
dépendante des variations du rendement énergétique au détriment des variations du volume desdéplacements. Ils identifient deux raisons importantes à l’origine de ce phénomène : la hausse desrevenus et la chute des prix réels du carburant. L’une – la hausse des revenus – semble
raisonnablement pouvoir aussi s’appliquer à la situation future, tandis que l’autre – la chute des prixréels du carburant – ne le peut probablement pas. Nous devons donc étudier les ordres de grandeur
relatifs de ces deux facteurs.
Aux États-Unis, le revenu réel a augmenté de 1.4 pour cent par an entre 1984 et 2004 (US Bureauof Labor Statistics 2007). Quant aux prix de l’essence, l’Agence américaine de l’information surl’énergie (EIA) prévoit dans son « scénario de référence » qu’ils seront à peu près constants en termesréels après avoir légèrement baissé suite à un pic en 2005-200620. L’EIA envisage également un
scénario à prix bas et un scénario à prix élevés, les prix réels augmentant en moyenne de 1.4 pour centpar an dans ce dernier. Dans le scénario à prix élevés, l’augmentation des revenus induit donc une
réduction de l’effet rebond de 0.097 point de pourcentage par an, tandis que la hausse des prix descarburants le fait augmenter de 0.047 point de pourcentage par an21. Ainsi, même dans un scénario
prévoyant une croissance importante du prix du carburant, l’influence de la hausse du revenu domine.
Elle domine même encore plus si l’on utilise les prévisions de croissance de 2.3 pour cent par an del’EIA (2007) pour la période comprise entre 2005 et 2030. On peut donc s’attendre que l’effet rebond
et l’élasticité-prix de la consommation de carburant continuent, l’un et l’autre, de diminuer22.
2.5. Résumé
La demande de pétrole pour la production d’énergie augmentera probablement avec les revenus,
en particulier en dehors de la zone de l’OCDE. L’approvisionnement étant à la hausse, les prix seront
donc plus élevés. La part des transports dans la demande totale de pétrole augmentera elle aussi, ce qui
réduit l’élasticité globale de la demande de pétrole, étant donné que le secteur des transports a, à court
terme, un accès très limité aux technologies de substitution. L’élasticité de la demande de carburant
dans le secteur des transports décroît lorsque le revenu augmente, une tendance que nous avons
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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -199

identifiée pour les Etats-Unis, mais dont nous pensons qu’elle s’applique aussi ailleurs. Ce phénomène
contribuera lui aussi à réduire l’élasticité-prix de la demande de pétrole. Du fait de cette réduction del’élasticité, les chocs sur l’offre à court terme auront des effets prix plus importants et la hausse desprix ne limitera pas la demande à long terme de façon significative.
Une réponse politique courante aux coûts excessifs (réels ou perçus comme tels) de ladépendance pétrolière consiste à imposer au secteur des transports des améliorations du rendementénergétique. Ce type de réponse peut être tout à fait justifié, en particulier quand les ménages sontsupposés sous-investir dans les économies de carburant et lorsqu’il est difficile d’augmenter les taxes
sur les carburants. Néanmoins, il n’est pas certain que les réglementations visant à améliorer
l’efficacité énergétique contribuent en elles-mêmes à atténuer le changement climatique. En effet, laréduction de la consommation spécifique des véhicules motorisés modifie les taux d’émissions, mais
pas nécessairement le volume cumulé dans le temps de ces émissions. Ainsi, pour obtenir une forte
réduction des émissions de CO2, il faut compléter les réglementations sur le rendement énergétique pard’autres mesures telles que l’instauration d’une taxe sur le carbone.23
Cette section avait pour but d’examiner l’interaction entre la question énergétique et le secteur
des transports. La section suivante élargit le champ de notre étude à la politique des transports.

3. POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE DANS LE SECTEUR DES TRANSPORTS

Nous nous proposons maintenant d’identifier les facteurs influant sur les avantages relatifs desdifférentes politiques de transport appliquées à la maîtrise de l’énergie ou à d’autres fins. Notre
première étape consistera à créer un cadre uniforme en utilisant les coûts marginaux externes desexternalités liées au carburant et d’autres externalités relatives aux transports.
Bien avant que les questions énergétiques n’acquièrent leur importance actuelle, le secteur destransports représentait déjà un enjeu important et souvent problématique pour les économies nationales
et municipales. Les nombreux problèmes identifiés dans ce secteur concernent notamment l’ampleuret le caractère irréversible des investissements nécessaires, les mécanismes financiers, les subventions,les effets sur le développement économiques des régions et l’intégration interrégionale, la congestion,la sécurité, ainsi que les retombées négatives pour les non-utilisateurs, telles que la pollution de l’air,le bruit, les problèmes d’esthétique, les risques pour la faune et la flore, la qualité de l’eau, ladisponibilité de l’espace et bien d’autres mécanismes. Ces questions ont donné lieu à de nombreusesréponses politiques, certaines de ces réponses ayant augmenté et d’autres ayant diminué le volume desdéplacements. Par ailleurs, on attribue souvent à ces réponses politiques des répercussions profondes
sur les économies locales, régionales et nationales et elles ont assurément des incidences importantes
sur les budgets publics.
Il est donc nécessaire d’étudier l’interaction entre les objectifs des politiques énergétiques et les
objectifs de ces autres politiques. L’attention portée à la question de l’énergie facilite-t-elle ou
entrave-t-elle la réalisation des autres objectifs ? Ces autres objectifs ont-ils une influence significative
sur la réponse optimale aux problèmes énergétiques ? Ces autres objectifs laissés de côté, à quel pointPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

200 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
la politique des transports contribue-t-elle à résoudre les problèmes énergétiques ? Enfin, quelle est lapart réelle de l’énergie si on la replace dans le contexte de l’environnement politique global du secteur
des transports ?
Pour répondre à ces interrogations, une méthode consiste à déterminer quelles seraient lesréponses du marché dans un monde idéal où les prix peuvent être parfaitement alignés sur les coûts
sociaux marginaux – c’est-à-dire lorsque les surcoûts sont pris en charge par tous les membres de lasociété, y compris les décideurs, du fait de décisions économiques particulières24. On considère tour àtour chaque problème comme un dysfonctionnement du marché et on observe ce qui se passerait si ledysfonctionnement en question pouvait être éliminé du système de marché. Par exemple, supposons
que l’on connaisse les coûts du changement climatique, les coûts des perturbations macroéconomiquesdues à la dépendance vis-à-vis de fournisseurs d’énergie instables ou monopolistiques, et les coûts dela myopie des consommateurs ou de l’absence des informations qui leur sont nécessaires pour mettre
en correspondance l’efficacité énergétique et le prix d’achat de manière optimale. Supposons de plus
qu’il soit possible de relier ces coûts à des décisions économiques spécifiques : nous saurions decombien les prix devraient varier pour que chaque décideur prenne conscience du coût marginal social
de ces décisions de consommation. Nous pourrions alors étudier la façon dont les décideurs sontsusceptibles de réagir à des variations des signaux de prix, et notamment de combien ils réduiraientleur consommation d’énergie pour les transports et par quels mécanismes. Une telle analyse permetd’identifier les changements les plus efficaces pour atteindre les objectifs par le biais de l’action
gouvernementale, s’il est effectivement impossible de mettre en place les signaux de prixthéoriquement souhaitables.
Ce type d’analyse peut aussi s’appliquer à d’autres problèmes relatifs aux transports. De fait, detelles analyses ont été réalisées de façon très approfondie à propos de deux des problèmes les plus
importants – la congestion et la pollution de l’air – et de façon plus sommaire à propos d’autres
problèmes comme le bruit et la sécurité. Là encore, ces travaux de recherche apportent des solutions
hypothétiques qui deviennent des objectifs possibles appropriés pour l’action gouvernementale.
En comparant les réponses comportementales associées à tous les problèmes étudiés, on obtientles réponses aux interrogations précédentes. Parfois, certaines réponses mises en œuvre pour résoudre
un problème ont pour effet d’en aggraver un autre. Parfois, d’autres réponses peuvent se concilier etpermettent de « faire d’une pierre deux coups ». Par ailleurs, en examinant les ordres de grandeur
relatifs des signaux de prix, il est possible de quantifier la réponse à la dernière question posée : quelle
est l’ampleur relative des problèmes lorsqu’on les compare les uns aux autres ?
Une analyse exhaustive remplirait une encyclopédie. Nous fournissons ici une première ébauche,
en nous intéressant à deux questions. Premièrement, quelles sont les amplitudes relatives des coûts
marginaux externes des différents problèmes relatifs aux transports, lorsqu’on établit des moyennes
sur une classe d’utilisateurs importante ? (Les coûts marginaux externes désignent la part des coûts
sociaux marginaux qui n’est pas prise en charge par le décideur.) Deuxièmement, dans quelle mesure
ces coûts varient-ils en fonction des divers groupes d’usagers ou des situations locales ? Et s’ils
varient, les mesures qui seraient prises pour internaliser ces coûts varient-elles également ? Si c’est lecas, il s’agira d’un argument solide en faveur de mesures très ciblées capables d’apporter ces diverses
réponses. Sinon, on pourra conclure qu’un instrument simpliste qui modifie les comportements
moyens est suffisant. La pollution locale de l’air et, plus encore, la congestion sont des exemples
d’externalités pour lesquelles l’approche simpliste est généralement jugée inefficace, car les solutions
requises consistent en un ensemble de changements dans des situations très spécifiques, par exemple
la conduite dans les grandes villes aux heures de pointe ou la conduite d’un véhicule dont leséquipements antipollution ne fonctionnent pas.
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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -201

Le Tableau 5 donne des estimations des coûts marginaux externes pour différents types deproblèmes liés aux transports. Ces problèmes sont classés en deux catégories : ceux dont l’amplitudevarie surtout avec la consommation de carburant – c’est le cas du changement climatique et de ladépendance pétrolière – et ceux dont l’amplitude varie surtout avec le nombre de véhicules-miles
parcourus. A des fins de comparaison, les chiffres de la première catégorie sont convertis en coûts
marginaux par véhicule-mile à l’aide du rendement énergétique moyen du parc de voitures
particulières (par exemple, 22.9 miles/gallon aux États-Unis en 2005). On notera cependant que, dansle contexte de l’exercice de pensée décrit plus haut, les externalités liées aux carburants et celles qui
dépendent du kilométrage appellent des réponses politiques optimales très différentes. L’augmentation
des prix des carburants induit, non seulement une réduction du kilométrage, mais aussi une hausse
importante du rendement énergétique, cette dernière étant le facteur de plus en plus dominant, commeon l’a vu dans la section précédente. Ainsi que l’ont fait remarquer Ian Parry et Small (2005), cesdifférences influent considérablement sur l’application optimale (de deuxième choix) d’une taxe sur lecarburant pour résoudre les externalités liées au kilométrage : d’après leurs chiffres, le taux de la taxe
se situerait à environ 40 pour cent de la valeur qui serait calculée en multipliant les coûts/mile par lerendement énergétique. Inversement, l’application d’une taxe sur la distance (parfois appelée taxe
VMT pour Vehicles-Miles Travelled) pour traiter une externalité liée au carburant telle que leréchauffement climatique échouerait à faire apparaître l’une des plus importantes réponses nécessaires,à savoir l’amélioration du rendement énergétique des véhicules.
Tableau 5. Coûts marginaux externes des automobiles, en centimes USD/mile, prix 2005
HarringtonMcConnell(États-Unis etEurope)Faible Élevé
Liés au carburant : aChangement climatique
Dépendance pétrolière
Liés au kilométrage :Congestion
Pollution de l’air
Bruit, eau
Accidents
Total
Pourcentage
lié
aucarburant
Sources :Notes :

Sansom et al.
(RoyaumeUni).
Faible

Élevé

Parry
et al.
(ÉtatsUnis)

Fortement lié au
carburanta(États-Unis)

0.3
1.6

1.2
2.7

0.5
n.e.

2.0
n.e.

0.3
0.6

2.4

3.7

4.2
1.1
0.2
1.1
8.5
22

15.8
14.8
9.5
10.5
54.5
7

31.0
1.1
0.1
2.6
35.3
1

35.7
5.4
2.5
4.5
50.1
4

5.0
2.0
n.e.
3.0
10.9
8

5.0
2.0
n.e.
3.0
16.1
38

Harrington et McConnell (2003), Tableau 3 ; Sansom et al. (2001) ; Ian Parry,
Walls et Harrington (2007), Tableau 2. « Fortement lié au carburant »: la même que
Parry et al. sauf pour le changement climatique (0.76 USD/gal, tiré de Stern 2005)
et la dépendance pétrolière (0.55 USD/gal, tiré de Lieby (2007), valeur la plus hautede la fourchette du Tableau 1).
Tous les montants sont convertis en prix de 2005 aux États-Unis. « n.e. » signifie non
estimé, dans certains cas pour la raison explicite que la quantité est faible. Les coûts liésau carburant sont convertis de centimes USD/galon en centimes USD/mile au moyen desrendements énergétiques moyens prédominants.

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202 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
Les coûts liés au carburant présentés au Tableau 5 peuvent être, au total, très élevés. Si l’on
retient les valeurs « hautes » de la dernière colonne et que l’on se borne à les multiplier par les
2 990 milliards de véhicules-miles parcourus aux États-Unis en 2005, ces coûts atteignent
annuellement 111 milliards USD pour le changement climatique et 72 milliards USD pour ladépendance pétrolière.
Il n’en reste pas moins que d’autres problèmes relatifs aux transports, plus prosaïques, semblent
entraîner des coûts encore plus considérables. Les trois études citées dans le Tableau 5 (à l’exclusionde la dernière colonne) concluent toutes que les coûts externes de la congestion dépassent ceux desexternalités liées au carburant, et qu’à l’exception des valeurs « basses » de l’étude de Harrington et
McConnell, il en va de même pour la pollution atmosphérique et les accidents. Dans presque tous lescas, les seuls chiffres de la congestion sont très supérieurs aux valeurs des externalités liées au
carburant. Ces résultats, à première vue surprenants, deviennent logiques si l’on se rappelle que lacongestion et la pollution de l’air ont quotidiennement des conséquences graves et tangibles pour laplupart des citadins. La congestion est à l’origine d’importantes pertes de temps et la pollution
atmosphérique est responsable d’une mortalité démontrable. A contrario, le changement climatique etla dépendance pétrolière ont des effets qui, pour autant que puissent le déterminer les modélisations
disponibles dont on sait qu’elles sont imparfaites, sont à très long terme, peuvent faire l’objet
d’améliorations substantielles par d’autres moyens et/ou ne sont tout simplement pas très graves,
lorsqu’on les répartit sur le nombre considérable de véhicules-miles produisant les effets cumulésestimés.
Intéressons-nous à présent aux variations. Les chiffres du Tableau 5 sont des moyennes
nationales, mais certains coûts varient fortement d’une année à une autre ou d’un lieu à un autre. Par
exemple, une récente étude française présentée par Grange (2007) conclut que les coûts marginaux
externes de la congestion en milieu urbain sont quelque dix fois supérieurs aux coûts analogues en
milieu interurbain. Cette conclusion est corroborée par d’autres travaux qui ajoutent que les coûts de lacongestion dépendent également beaucoup de l’heure de la journée (par exemple, Proost et al., 2002).
C’est une deuxième raison pour laquelle les taxes sur les carburants sont inadaptées pour lutter contre
la congestion. Les données disponibles prouvent que l’imposition de taxes sur la congestion ciblées(c’est-à-dire, des taxes variables en fonction de l’heure et du lieu) aboutirait au transfert d’une bonne
partie des déplacements vers d’autres horaires, modes de transport et/ou itinéraires, et à une réduction
beaucoup plus faible du volume total des déplacements. Ainsi, les mesures les plus efficaces viseraientà modifier le profil des déplacements de cette manière, et non à simplement réduire le volume total desdéplacements.
De même, les coûts de la pollution des véhicules motorisés varient très largement selon le lieu, letype de carburant, l’âge du véhicule et les pratiques d’entretien des véhicules. Par exemple, les coûts
de la pollution sont beaucoup plus élevés pour les voitures Diesel que pour les voitures à essence, carles émissions de particules induisent des coûts de santé plus lourds. On peut ainsi s’interroger sur laréelle pertinence de la stratégie européenne de « dieselisation » qui vise à augmenter les économies decarburant, puisqu’elle augmentera les émissions de particules, à moins que les filtres à particules nedeviennent universels. Les États-Unis pourraient bien opter pour une stratégie d’« hybridation », quiévite le problème des particules, mais qui nécessite en contrepartie une technologie coûteuse. De façon
plus générale, étant donné les coûts élevés de nouvelles améliorations des technologies de réductiondes émissions, on peut se demander si cette approche politique est réellement souhaitable, au momentoù les politiques de réduction des émissions d’un petit nombre de gros pollueurs deviennent plus
attractives (Small, 1997).

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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -203

Si nous utilisons les chiffres plus élevés des coûts marginaux externes liés au carburant figurant àla dernière colonne du Tableau, le panorama change quelque peu – bien que, même dans ce cas, lesexternalités liées au carburant ne sont pas prédominantes. Nous pensons néanmoins que ces chiffresplus élevés ne sont pas corroborés par les données existantes. Pour étayer cette affirmation, nous
examinerons de façon plus approfondie les sources des estimations des externalités liées au carburant,
tout d’abord pour le changement climatique (à la section 3.1), puis pour la dépendance pétrolière (à lasection 3.2).
3.1. Coûts marginaux externes de la consommation de carburant automobile dus auchangement climatique
Le coût du changement climatique figurant dans l’avant-dernière colonne du Tableau a été
calculé par Parry et al. (2007) à partir d’un dommage estimé à 25 USD par tonne de carbone, c’est-àdire 25 USD/tC aux prix de 200525. Ce chiffre est cohérent avec les résultats de plusieurs études, parmi
lesquelles celles de Cline (1990), Nordhaus (1994), CEMT (1998, p. 70), et Tol et al. (2000).26 Parmi
les travaux de recherche plus récents figurent ceux de Tol (2005), qui réaffirme la validité de coûts
comparativement faibles27, et Stern (2006, pp. 287-288), qui soutient la thèse de coûts beaucoup plusélevés, comme on le verra ci-après.
La quantification de ces coûts repose bien sûr sur des suppositions, principalement du fait de trois
caractéristiques du changement climatique. La première concerne l’effet très incertain des émissions
sur certaines conséquences climatiques spécifiques, et elle est généralement prise en compte enadmettant l’incertitude et en donnant les résultats en fonction d’une conséquence climatique supposée
spécifique, le plus souvent déterminée à partir des rapports du Groupe d'experts intergouvernemental
sur l'évolution du climat (GIEC).
Les deux autres caractéristiques, en revanche, sont sources de divergences majeures entre lesanalystes. La première divergence est due au fait qu’on ignore la façon dont les populations humaines
s’adaptent à des problèmes qui s’accumulent au cours de plusieurs décennies ou siècles. La deuxième
concerne la procédure analytique d’agrégation des effets se produisant au cours de très longues
périodes. Nous allons examiner tour à tour chacune de ces divergences.
Les populations humaines peuvent s’adapter au changement climatique de multiples façons,parmi lesquelles une modification des plantes cultivées (par exemple, Mendelshon et al., 1994), laprise de mesures de santé publique, le recours à de nouvelles installations de stockage de l’eau, la prisede mesures de protection des côtes et des migrations humaines. Tol (2005) et un groupe de travail du
GIEC (Martin Parry et al., 2007) examinent cette question de manière approfondie. Les mesuresd’adaptation devraient grandement réduire les dommages auxquels on pourrait s’attendre dans le cas
contraire. Par exemple, la Commission Européenne (2007, p. 10) estime que les dommages en Europe
d’une élévation de 56 cm du niveau de la mer dans les années 2080 coûteraient environ 18 milliards
d’EUR par an sans adaptation, mais seulement 3 milliards d’EUR si des mesures d’adaptation sontprises. De même, le groupe de travail concerné du GIEC note que « les coûts de l’adaptation des côtesvulnérables sont bien moindres que les coûts de l’inaction » (Parry et al., 2007, p. 40). Certaines
mesures seront extrêmement coûteuses, mais ces coûts seront échelonnés sur plusieurs décennies.
Certaines, comme les migrations, pourraient faire de très nombreuses victimes, tout comme lescatastrophes naturelles et certains échecs des politiques gouvernementales à l’heure actuelle. Lesmesures d’adaptation ne permettent pas de prévenir tous les dommages : extinction d’espèces,inondations, détérioration des milieux marins, pénuries d’eau potable et bien d’autres effets négatifs se

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204 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
produiront très certainement en dépit de nos efforts d’adaptation. Bien sûr, on observe déjà
aujourd’hui ce type d’événements néfastes, principalement pour d’autres raisons. Les questions qui seposent sont donc de nature quantitative et concernent l’ampleur des dommages et le prix à payer.
Les coûts définitifs sont très difficiles à estimer, mais de réelles avancées ont été faites, enparticulier pour la conversion des dommages en coûts financiers. Les informations dont on dispose ne
semblent pas indiquer que ces coûts surpassent les coûts plus prosaïques de la congestion et de lapollution de l’air auxquels nous sommes habitués. Faisons une analogie avec un autre problème lié autransport. L’effondrement à Minneapolis en août 2007 d’un pont très emprunté a fait naître unsentiment d’extrême urgence à propos du problème de la détérioration des infrastructures routières
américaines. Pourtant, le nombre de 13 tués de cet accident est bien plus faible que le nombre moyen
de victimes que font en un seul jour les accidents de la route aux États-Unis (116 en 2004). Quel est
donc le problème national le plus grave : la détérioration des infrastructures ou la sécurité routière
quotidienne ? C’est à ce type de question que tentent de répondre les coûts tels que ceux du Tableau 5.
Dans la mesure où leur validité peut être confirmée, ils tendent à démontrer qu’il ne faut pas ignorer
les problèmes qui engendrent les coûts les plus faibles et qu’il faut remettre les problèmes enperspective les uns par rapport aux autres, y compris les problèmes prosaïques, lorsqu’on définit despriorités.
La deuxième question à l’origine de divergences majeures entre analystes est celle de« l’actualisation » des coûts futurs, nécessaire, lorsqu’on souhaite cumuler ces coûts pour obtenir unchiffre applicable aux émissions produites à une époque déterminée (par exemple, aujourd’hui). Il
s’agit d’un débat technique, principalement axé autour de la signification éthique et de l’interprétationéconomique de paramètres qui caractérisent les modèles de croissance économique modernes. Pour ce
que Weitzman (2007) appelle le « point de vue majoritaire » de la plupart des économistes, lesconséquences économiques lointaines doivent être actualisées à des taux d’intérêt de l’ordre de 4 à
6 pour cent. Ce point de vue repose en grande partie sur le fait que les comportements observés en
matière d’épargne semblent globalement cohérents avec un modèle de croissance à long terme danslequel les personnes actualisent leurs services collectifs futurs et ceux de leurs descendants à des tauxd’intérêt très modestes (ce qu’on appelle le « taux de préférence pure pour le présent ») tout en
cherchant simultanément à lisser leur consommation dans un monde où la croissance à long terme lesrend plus riches. L’idée de lissage de la consommation qui sous-tend cette argumentation peuts’exprimer de façon équivalente comme une position éthique opposée à l’idée d’inégalité entre lesgénérations. Selon cette interprétation, étant donné que les générations futures seront plus riches que
nous, nous devons actualiser les avantages dont elles bénéficieront du fait de notre sacrifice. Un autre
raisonnement en faveur du même argument consiste à dire que l’économie mondiale est capable deproduire des retours sur investissement d’au moins 4 à 6 pour cent et que ces retours peuvent êtreutilisés pour limiter ou compenser les conséquences néfastes futures du changement climatique.
Il existe en fait peu de désaccords entre analyses économiques à propos des principes
susmentionnés. Les divergences concernent surtout la valeur des paramètres numériques. Le « point devue majoritaire » déduit des comportements en matière d’épargne que les personnes appliquent untaux de préférence pure pour le présent de 1 à 3 pour cent par an, à la fois pour eux-mêmes et pour lesdescendants à qui ils transmettent leurs biens. D’autres analystes, en revanche, font remarquer qu’aux
fins de l’action politique, de telles préférences doivent s’effacer devant le principe éthique selon lequelles générations futures sont tout aussi importantes que les générations actuelles. En particulier, leRapport Stern diffusé par le Trésor du Royaume-Uni (Stern 2006) défend l’idée que le seul fondement
légitime d’un taux de préférence pure pour le présent est le fait qu’on ne peut pas savoir si ces
générations futures seront effectivement en vie, d’où le choix d’un taux de seulement 0.1 pour cent.
Quant à l’aversion pour les inégalités de revenus, Stern utilise un paramètre qui suppose l’indifférence
pour une perte donnée en pourcentage du revenu mondial à n’importe quelle date, tandis que le « pointPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -205

de vue majoritaire » penche en faveur d’une plus grande aversion pour les inégalités de revenus, telleque les personnes ne sont pas prêtes à accepter une perte de 1 pour cent de leur niveau de vie actuel enéchange d’une augmentation de 1 pour cent, lorsque la population sera dix fois plus riche. A partir deses hypothèses, Stern calcule un taux d’actualisation réel de seulement 1.4 pour cent par an (Weitzman2007).
Nordhaus (2007) affirme que, prises ensemble, les deux hypothèses de Stern sont encontradiction avec les comportements humains observés et sous-entendent notamment que lespersonnes choisiraient d’économiser beaucoup plus qu’elles ne le font. (Voir cependant la réfutationde ce type d’argument dans Stern, 2006, pp. 47-48). Plus explicitement, Nordhaus fournit desexemples numériques des conséquences de l’utilisation du taux d’actualisation social de 1.4 pour centretenu par Stern. Supposons qu’un « frémissement du système climatique » menace de réduire laconsommation mondiale de 0.01 pour cent indéfiniment, à compter de l’année 2200. Pour éviter cela,
il faudrait sacrifier 56 pour cent de la consommation mondiale annuelle actuelle, et la méthodologie deStern amène à conclure qu’il faudrait le faire. Par conséquent, le faible taux d’intérêt utilisé pourl’actualisation transforme le frémissement du climat, qui pourrait ne jamais être remarqué, en une
catastrophe en valeur actualisée.
Il est à noter que le Rapport Stern lui-même, en dépit de son hypothèse catastrophiste, ne prévoit
pas que la consommation mondiale par habitant diminuera en termes réels, même si le changement
climatique n’est pas maîtrisé. En fait, dans le pire de tous les cas de figure calculés, il est prévu qu’elle
atteigne 8.6 fois le niveau actuel (à l’horizon 2200) au lieu de 13.2 fois, comme ce serait le cas enl’absence de changement climatique28. Cependant, parce que cette baisse relative de revenu se poursuit
indéfiniment et n’est actualisée qu’à hauteur de 1.4 pour cent par an, sa valeur actualisée équivaut à
une réduction de la consommation par habitant de 14.4 pour cent par an indéfiniment à compter
d’aujourd’hui (Stern 2006, Tableau 6.1). C’est pourquoi Stern tendrait à recommander que nous
réduisions la consommation mondiale de 14 pour cent si nécessaire, en commençant dès aujourd’hui etpour toujours, afin d’éviter aux générations futures de devoir vivre avec une croissance de revenu plus
faible que celle dont elles auraient autrement bénéficié. Serions-nous réellement prêts à accepter un tel
marché ? Ces exemples illustrent la façon dont les argumentations à propos de très longues périodes àtaux d’actualisation très faibles se heurtent à ce que nous dit notre bon sens.
Weitzman (2007) procède à un examen intéressant des autres justifications possibles des valeursdes paramètres utilisées par Stern. Selon Weitzman, le problème le plus important est l’incertitude à
propos des perspectives et des conséquences des effets, peu probables mais extrêmement dangereux,
du changement climatique – des événements tels que l’effondrement de la calotte glaciaire
continentale ou l’inversion d’un courant marin majeur. Ni Stern, ni ses détracteurs ne possèdent lemoyen de modéliser ce type d’incertitude de façon rigoureuse. Weitzman postule que, pour cetteraison, Stern pourrait avoir intuitivement « infléchi » ses paramètres pour tenir compte de cettesituation. Le problème est que cette incertitude nous conduit à envisager des possibilités sur lesquelles
nous ne savons pas grand-chose et que nous ne pouvons pas modéliser correctement. La conclusion
personnelle de Weitzman est que le « point de vue majoritaire » est un bon point de départ pourl’action immédiate des pouvoirs publics, mais que l’incertitude justifie un programme de recherche
intensif et un débat sur le fond qui ait pour objectif d’enrichir nos connaissances sur les conséquences
ultimes de catastrophes peu probables et sur les possibilités d’adaptation à ce type de situations. A
l’aide de plusieurs exemples, Weitzman illustre également le fait que l’action préconisée pourrait bienêtre plus proche de celle qui découle du modèle de Stern que de celle du point de vue majoritaire.
Cette discussion technique pourra sembler éloignée de l’idée centrale des travaux de Stern et denombreux autres auteurs à propos du changement climatique. Les documents sont en effet remplis dedescriptions, non pas de personnes profitant agréablement de niveaux de vie dix fois supérieurs à ceux
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206 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
dont nous bénéficions aujourd’hui, mais au contraire de sérieuses dégradations de leur bien-être.
Néanmoins, l’analyse technique qui vient d’être décrite est celle qui sous-tend le coût des dommages
estimé par Stern à 96 USD par tonne de CO2 (prix 2005), soit 352 USD/tC ou 0.85 USD/gallon
d’essence29. La critique de Weitzman repose en partie sur le fait que Stern aurait adapté les paramètres
d’une analyse extrêmement technique et, peut-être, insatisfaisante en définitive, au moyen de la théorie
traditionnelle de la croissance dans le but de prendre en compte l’éventualité, même minime, d’unavenir bien pire pour le monde que celui des scénarios modélisés. Malheureusement, cette hypothèse
ne semble pas pertinente, à l’heure actuelle, pour l’analyse de telles contingences dans un cadre
décisionnel théorique.
3.2. Coûts marginaux externes de la consommation de carburant automobile dus à ladépendance pétrolière
Certaines analyses complexes ont été menées pour mesurer le coût marginal social de laconsommation de carburant dû à la dépendance pétrolière, dont l’une des plus approfondies et des plus
récentes est celle de Leiby (2007). Ian Parry et Darmstadter (2003) font un bilan utile et citent desétudes dont les estimations vont de zéro à 0.33 USD/gallon, leur préférence personnelle étant de
0.125 USD/gallon (voir également Davis et Diegel 2007, Tableau 1.8). Leiby (2007, Tableau 1)
obtient une fourchette en prenant en compte les valeurs probables de ce paramètre dans un seul
modèle : lorsque les données sont divisées par 42 gallon/baril, la fourchette va de 0.16 USD à
0.55 USD par gallon, l’auteur optant de préférence pour 0.32 USD. Nous avons repris la valeur de
0.55 USD/gallon dans notre colonne « fortement lié au carburant » du Tableau 5.
Cependant, nous émettons de sévères réserves s’il s’agit d’accepter ces chiffres commeindicateurs de la valeur de la réduction des importations de pétrole. Le coût de la dépendance
pétrolière représente, pour l’essentiel, le total, pour une économie régionale ou nationale (pour êtreplus précis, celle des États-Unis), des coûts associés à différentes caractéristiques du marché mondialdu pétrole qui posent des problèmes à une nation très dépendante des importations pétrolières. Plus
précisément, les caractéristiques analysées par ces auteurs sont la « prime de monopsone » et les coûts
des perturbations économiques. La première est qualifiée à juste titre par Leiby de manque à gagner :étant donné que les États-Unis représentent une part considérable du marché pétrolier mondial (du côtédes acheteurs), ils pourraient, en appliquant une politique nationale coordonnée, réduire notre
demande d’importations auprès des membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole(OPEP) et, partant, affaiblir le pouvoir de monopole de l’OPEP. Mais l’essentiel de la prime demonopsone réside dans la réduction du transfert de richesse vers les pays de l’OPEP, ce qui ne revientpas à économiser les ressources mondiales. De fait, l’analyse prend pour acquis que l’inefficacité dupouvoir monopolistique de l’OPEP tient à ce que son action ramène la consommation mondiale à desniveaux inférieurs à celui qui serait efficient ; par conséquent, on ne sait pas au juste si une baisse
supplémentaire de la consommation mondiale serait avantageuse dans le monde entier. Cet effort viseen fait surtout à réduire un transfert qui s’opère par le jeu des mécanismes du commerce mondial. Il
nous paraît incohérent d’évaluer les coûts du changement climatique dans une optique mondiale etd’adopter en revanche un point de vue centré sur ses propres intérêts pour chiffrer le coût de ladépendance pétrolière.
Il reste donc le coût de la perturbation macroéconomique. Selon les données dont nous disposons,les fluctuations de prix normales sur les marchés pétroliers mondiaux sont amplifiées par la distorsion
due au pouvoir monopolistique, et les variations qui en découlent ont tendance à provoquer une
instabilité macroéconomique, en particulier sous forme de récessions consécutives à desaugmentations des prix du pétrole. Ces récessions ont un coût économique que l’on peut considérer
comme un coût externe des décisions de consommation des différents acteurs économiques qui les
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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -207

prennent. Nous ne sommes pas en désaccord avec cette analyse, mais elle doit être nuancée par le faitque ces deux types d’évolutions sont soumis à des facteurs institutionnels qui peuvent changer – enparticulier, les banques nationales savent de mieux en mieux contrebalancer les chocs pétroliers. Mais,
comme pour le pouvoir de monopole de l’OPEP, le corollaire évident est que les prix de marché sonttrop élevés et non trop faibles. C’est pourquoi, la perturbation macroéconomique n’est pas unargument qui justifie la hausse des prix que doivent prendre en charge les décideurs, à la manière
habituelle d’un coût externe non tarifé. Au contraire, comme en convient Leiby, elle plaide en faveurd’autres mesures permettant d’atténuer la volatilité des prix ou leurs effets négatifs sur la performance
macroéconomique.
Les deux composantes du coût de la dépendance pétrolière chiffrées par des études actuelles
peuvent donc être considérées comme des indicateurs de la valeur potentielle, pour l’économie d’un
grand pays ou d’une région, de la réduction de la fraction de ses approvisionnements importés auprès
de sources monopolistiques et/ou instables. Il est en revanche moins évident de cerner exactement
comment la réduction de la consommation de carburants pétroliers classiques dans les transports
permet d’obtenir le résultat souhaité. Ce sont en partie des sources nationales (qui produisentactuellement du pétrole, même à un coût marginal considérable, parce que les cours mondiaux sontélevés) qui mettraient un frein à la demande, par exemple en instaurant des normes d’efficacitéénergétique ou en offrant des incitations à moins se déplacer en voiture. Il n’est donc pas possible defaire coïncider exactement les réductions ainsi obtenues avec des réductions des importations, et defait il n’est pas certain qu’elles fassent varier la fraction de la consommation américaine couverte pardes importations. Par conséquent, bien que la dépendance pétrolière soit sans doute un problème
légitimant une action, si on la compare aux autres problèmes mentionnés ici, les facteurs considérés
ont une spécificité nationale plus grande, et les mesures à prendre concernent plus particulièrement leséchanges et la situation macroéconomique. De plus, la simple augmentation du prix n’est
apparemment pas une solution, puisque bon nombre des inconvénients de la dépendance pétrolière
résultent du caractère artificiellement élevé des prix.
Pour résumer, la dépendance à l’égard du pétrole plaide en faveur d’interventions visant à réduirele pouvoir de marché des producteurs pétroliers en promouvant les économies d’énergie ou le recours
à des énergies de substitution. Elle revêt de l’importance pour la politique des transports, mais elle nejustifie pas les taxes sur les carburants ou d’autres mesures qui engendrent une augmentation des prix
sur les marchés nationaux. Au contraire, la dépendance pétrolière et le changement climatique ont deseffets contraires sur la consommation mondiale de pétrole : la première la réduit et le deuxième
l’augmente par rapport à un optimum social. En d’autres termes, si l’on considère que le changement
climatique est le problème réellement primordial sur le plan politique, alors on doit se réjouir de lapossibilité que l’organisation des marchés pétroliers mondiaux maintienne la consommation de pétrole
actuelle à un niveau artificiellement bas.
3.3. Conclusions de l’analyse des coûts marginaux externes
Selon nous, les estimations de dommages présentant les ordres de grandeur indiqués sur leTableau 5, à l’exclusion de la colonne de droite, sont les meilleures bases à partir desquelles il est
possible d’élaborer une politique des transports dans les limites d’une incertitude quantifiable.
Plusieurs externalités des déplacements en voiture, qui ne sont pas répercutées sur les prix, ont descoûts externes mesurables -- lorsqu’ils sont directement imputés à l’utilisation des véhicules
motorisés -- plus importants que ceux du changement climatique et de la dépendance à l’égard dupétrole.

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208 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT
Ce constat ne signifie pas que les mesures de contrôle sont sans fondement. Au contraire,
lorsqu’on cumule ces coûts au regard des milliers de milliards de véhicules-kilomètres actuellement
parcourus dans le monde entier, ils atteignent des niveaux élevés qui justifient une intervention forte
des pouvoirs publics. Il est moins certain que la politique des transports soit à même d’améliorer leschoses. De plus, même du point de vue d’une politique plus générale, il faut envisager des compromis.
La lutte contre les gaz à effet de serre et l’insécurité énergétique est importante et précieuse, maisd’autres utilisations de nos ressources le sont aussi. Par exemple, le GIEC (2007) remarque que lacapacité des pays les plus pauvres à affronter le changement climatique, dont on est déjà certain qu’il
se produira, dépend fortement de leur trajectoire de développement. Il faut donc apprécier la lutte
contre les gaz à effet de serre à la lumière des besoins de développement, lorsque les deux sont en
concurrence en termes de financement ou d’intérêt.
Dans le contexte plus spécifique des transports, nous parvenons à deux conclusions.
Premièrement, il faut faire attention aux effets secondaires des mesures de lutte contre les gaz à effetde serre sur les coûts plus prosaïques mais réels de la pollution de l’air, des accidents de la route et,surtout, de la congestion. L’idée selon laquelle le changement climatique est si catastrophique qu’ilrelègue au second plan toutes les autres politiques relatives à l’environnement ou aux transports – une
idée défendue explicitement ou implicitement dans certaines publications récentes – est fausse etdangereuse.
Deuxièmement, il est peu probable qu’une stratégie même idéale de maîtrise de la consommationd’énergie permette de réduire sensiblement les déplacements motorisés. Notre étude des élasticités dela demande montre que les usagers ne réduiraient que légèrement leurs déplacements s’ils devaient
supporter les coûts externes liés au carburant. De plus, les coûts de réduction des émissions sontprobablement plus élevés dans le secteur des transports que dans d’autres secteurs (par exemple :Knockaert et Proost, 2005), ce qui laisse supposer qu’il est plus efficace de concentrer ailleurs lesefforts de réduction des émissions. Une stratégie idéale produira la plupart de ses effets grâce à desmodifications technologiques spécifiquement axées sur les économies d’énergie, principalement en
augmentant le rendement énergétique des moteurs et peut-être aussi en ayant recours à des carburants
de substitution. En choisissant quand ils le peuvent des solutions techniques, les consommateursévitent les changements de comportement plus radicaux tels que les changements de mode detransport, de trajet ou de lieu d’habitation ou de travail qui, bien évidemment, leur coûtent davantage.
En combinant l’analyse des coûts marginaux à notre étude des élasticités de la demande de
carburant, on constate que les transports ne sont pas le secteur idéal pour trouver les solutions aux
problèmes énergétiques. Il peut et doit sans aucun doute jouer un rôle, mais pas le rôle primordial que
certains supposent. Dans quelle direction orienter alors la politique énergétique ? Beaucoupd’analystes considèrent que la production d’électricité à partir de combustibles fossiles est prometteuseà cet égard, parce qu’elle offre plus de possibilités économiques de réduction de la consommationd’énergie ou de recours à des sources d’énergie de substitution. L’examen du secteur de l’électricité
n’entre pas dans le cadre de ce document, mais une statistique illustrera néanmoins la situation. Ian
Parry (2005) examine les conséquences du « point de vue majoritaire » relatif aux coûts externes desémissions de carbone, en les supposant égaux à 30 USD/tC. L’application d’une taxe sur les
externalités de cet ordre de grandeur ferait augmenter le prix de l’essence de 0.07 USD par gallon
d’essence, montant insuffisant pour produire un effet notable sur la consommation de carburants. En
revanche, si une telle taxe sur le carbone était appliquée au charbon, le prix de ce dernier serait plus
que doublé !30 Les effets seraient considérables sur les décisions des producteurs, et peut-être mêmedes consommateurs, en matière de production et de consommation d’électricité. Bien sûr, une telletaxe aurait également un impact sur les autres utilisations industrielles du charbon, qui augmentent à
un rythme inquiétant dans les économies en forte croissance comme la Chine.
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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -209

4. CONCLUSION

D’après notre analyse, le secteur des transports est peu sensible aux signaux de prix et, en
particulier, aux fluctuations de prix des carburants. L’exception majeure à cette règle est qu’il existe
des possibilités considérables d’amélioration du rendement énergétique du parc automobile,
principalement par le biais de modifications technologiques, mais aussi, dans une certaine mesure,grâce aux choix des consommateurs en matière de taille et de modèle des véhicules. Par conséquent, larépartition modale et la nature des systèmes de transport ne devraient pas connaître d’évolution
spectaculaire. En outre, cette faible sensibilité laisse supposer qu’il est plus coûteux de réduire laconsommation d’énergie dans les transports que dans d’autres secteurs économiques et, parconséquent, que des mesures efficientes ne dégageront probablement pas autant d’économiesd’énergie (en pourcentage) dans les transports que dans d’autres secteurs.
L’une des éternelles difficultés de l’action publique est de déterminer si les problèmes doiventêtre résolus par des incitations de prix (dans ce cas, en fixant des prix plus élevés) ou par des mesuresréglementaires. Selon notre étude, l’une ou l’autre de ces stratégies peut fonctionner. L’action sur lesprix a comme inconvénient de nécessiter, pour produire beaucoup de résultats, des hausses tarifaires
fortes qui peuvent dépasser les limites de la capacité politique de la plupart des pays. Lesréglementations en faveur des économies d’énergie sont une méthode relativement rapide de réduction
des importations pétrolières lorsque la sécurité énergétique suscite des inquiétudes, et le risque d’effet
secondaire sous forme d’une augmentation du volume des déplacements est probablement très faible.
Mais si l’objectif premier est d’atténuer le changement climatique, alors il est important, selon nous,d’accompagner la réglementation de mesures agissant soit au niveau de la technologie, soit au niveau
des prix. Sans cela, les réserves de combustibles fossiles resteront utilisables à un prix intéressant àl’avenir, et il sera d’autant plus difficile de s’orienter vers une stratégie globale de réduction desémissions de dioxyde de carbone.
Des taxes sur le carbone à assiette large restent un excellent outil de régulation du climat. Leurs
effets sur les transports seront limités, et se manifesteront principalement sous la forme d’incitations à
réaliser des progrès technologiques et à modifier la composition du parc automobile pour accroître lapart relative des modèles plus économes en carburant. C’est bien ainsi que cela doit être, étant donné
les coûts relativement élevés de la réduction de la consommation de pétrole dans les transports. Lespolitiques énergétiques peuvent être bien plus efficaces si elles ciblent d’autres secteurs, par exemple
ceux qui consomment du charbon.
Notre étude des coûts marginaux externes montre qu’en matière de transports, la politiqueénergétique pourrait bien être « l’arbre qui cache la forêt ». Les autres problèmes liés aux transports,
notamment la congestion, la pollution atmosphérique locale et les accidents, engendrent des coûts
marginaux externes bien plus considérables que le changement climatique ou la sécurité énergétique.
Il s’ensuit que les politiques visant à résoudre directement ces problèmes doivent être prioritaires,
quelle que soit par ailleurs l’urgence des politiques énergétiques.

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NOTES

1.

Ces chiffres proviennent de la Commission des communautés Européennes (CCE 2007,
p. 26). Ils ont été convertis en prix de 2005 à l’aide de l’indice des prix à la consommation(IPC) américain.

2.

Le pétrole brut a représenté 90.6 pour cent du total du pétrole consommé en 2005.
(Transportation Energy Data Book, Tableaux 1.2 et 1.3).

3.

Cf. Davis et Diegel (2007), Tableaux 1.13 et 2.1 pour les chiffres cités dans ce paragraphe.

4.

Les normes CAFE étaient beaucoup plus strictes pour les voitures, ce qui a probablement
incité les constructeurs à produire des utilitaires légers à leur place. Nous nous doutons parailleurs que la proportion prédominante des utilitaires légers dans le parc de véhicules s’est
accentuée d’elle-même en induisant des changements dans les préférences desconsommateurs sous l’effet d’un engouement et/ou d’une « course aux armements » danslaquelle chaque conducteur voulait éviter d’entrer en collision avec des véhicules beaucoup
plus gros que le sien.

5.

Plusieurs hypothèses ont été faites pour expliquer le sous-investissement des ménages dansles économies de carburant : par exemple, la « myopie du consommateur » (peut-être parceque les taux d’actualisation privés dépassent les taux d’actualisation sociaux) et l’aversion
pour les pertes (les consommateurs sous-estiment les futures économies de carburant, car ils
doutent de leur existence et sont peu disposés à prendre des risques). Voir Greene et German,
2007. Certaines données indiquent également que les consommateurs ne calculent pas lesavantages des économies de carburant de façon précise (par exemple, Turrentine et Kurani,2007), mais cela ne signifie pas nécessairement des erreurs systématiques dans le sens dusous-investissement.

6.

La source de ces données est Davis et Diegel (2007), Tableaux 8.2, 7.3 et 3.4.

7.

US FHWA (2007). Ces données préliminaires sont des valeurs extrapolées à partir d’un petit
nombre de sites de comptage du trafic routier et, par conséquent, moins fiables que celles du
Highway Performance Monitoring System (système de collecte de données routières)rendues publiques pour les périodes antérieures.

8.

Cf. Small et Van Dender (2007a,b) pour de plus amples renseignements méthodologiques.

9.

Les équations sont estimées en utilisant la méthode des triples moindres carrés. Pour prendre
en compte les facteurs fixes affectant un État donné, nous utilisons une spécification « effets
fixes » qui nous donne une constante distincte pour chaque État dans chaque équation.
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ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -

10.

211

Cette élasticité structurelle est dérivée de nos deux premières équations, qui expriment levolume des déplacements et la taille du parc automobile. Small et Van Dender (2007a)démontrent qu’elle peut être exprimée en fonction des élasticités mesurées dans ces deuxéquations :ε Mˆ ,PM =ε M ,PM + ε M ,V εV , PM
1 − ε M ,V εV ,Moù εM,PM est l’élasticité du volume des déplacements par rapport au coût du carburant par
mile dans l’équation du volume des déplacements ; εM,V est l’élasticité du volume desdéplacements par rapport au parc automobile dans la même équation ; et où εV,M et εV,PM sontles élasticités de la taille du parc automobile par rapport au volume des déplacements et par
rapport au coût par mile parcouru, toutes deux dans la deuxième équation. Le coût par mile
parcouru, PM, est défini comme le produit du prix du carburant par l’intensité énergétique.
Ainsi, εM,PM exprime le résultat d’une variation exogène hypothétique de PM (ou d’une
variation endogène de PM provoquée par une modification exogène hypothétique desréglementations qui influent sur l’intensité énergétique) ; cela étant, le fait que nous
estimions ces élasticités des facteurs explique la détermination simultanée de la taille du parc
automobile, de l’utilisation des véhicules et de l’intensité énergétique dans l’échantillon del’estimation. Nous déterminons de manière empirique que εM,V est très faible, donc queε Mˆ , PM est peu différent de ε M ,PM .
11.

Il est possible de faire une distinction entre l’effet rebond direct et ceux qui se propagent
dans l’ensemble de l’économie. Notre estimation concerne l’effet direct, car elle se limite àl’effet d’une réduction de la consommation de carburant sur le volume des déplacements,
tous les autres facteurs restant constants par ailleurs, sauf le parc automobile. Mais il existe,à l’évidence, des effets économiques de plus vaste portée qui influent sur la consommationd’énergie : par exemple, les consommateurs dépenseront une partie de ce qu’ils aurontéconomisé sur le carburant pour acquérir d’autres produits qui, eux aussi, sontconsommateurs d’énergie. Les données empiriques sur ces effets indirects sont relativement
rares. Selon une étude, les modèles d’équilibre général calculables génèrent des valeurs del’effet rebond dans l’ensemble de l’économie de l’ordre de 50 pour cent, tandis qu’unmodèle macroéconométrique britannique donne une valeur de 7 pour cent (Sorrell 2007,
p. 58).

12.

L’autre effet dynamique que nous prenons en compte est l’autocorrélation entre les termesd’erreur de chaque équation. Néanmoins, notre spécification est suffisamment exhaustive
pour que l’autocorrélation, qui signale des variables omises importantes, soit relativement
faible. Lors de précédents travaux réalisés sur des intervalles de temps plus courts, il était
difficile de faire la différence entre l’autocorrélation et les variables dépendantes retardées,ce qui est essentiel pour différencier les réactions à court terme des réactions à long terme.

13.

Une relation plus précise tient compte du fait que dans le système à trois équations, lesvaleurs retardées dans plus d’une équation peuvent influer sur la réponse à long terme ; plus
précisément :bL =− ε M ,PM ⋅ (1 − α v ) − α mv β 2v
(1 − α m )(1 − α v ) − α mvα vm

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212 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

où αv est le coefficient de la variable dépendante retardée dans l’équation qui exprime la
taille du parc automobile, αmv est le coefficient de la taille du parc automobile dansl’équation qui exprime le volume des déplacements, αvm est le coefficient du volume desdéplacements dans l’équation qui exprime la taille du parc automobile et β 2v est lecoefficient de pm (logarithme du coût par mile) dans l’équation qui exprime la taille du parc
automobile. Toutes les variables dépendantes sont exprimées en logarithmes. Voir Small et
Van Dender (2007a), équation (7).
14.

Le facteur 2 de cette équation est dû aux propriétés de dérivation de la fonction quadratique(pm)2.

15.

Plus précisément, l’effet rebond à court terme est passé de 4.8 pour cent à 2.9 pour cent,tandis que l’effet rebond à long terme est passé de 21.1 pour cent à 7.7 pour cent. Les
réductions observées ne sont pas proportionnelles, car le coefficient estimé de la variable
dépendante retardée a lui aussi changé entre les deux périodes considérées.

16.

Les équations précises des élasticités à court et long termes du rendement énergétique parrapport au prix du carburant, avec prise en compte des interactions entre les trois équations,sont indiquées sous l’équation (9) de Small et Van Dender (2007a).

17.

La troisième élasticité-prix indiquée est celle de la consommation de carburant, calculée
comme suit :ε F ,PF = ε Mˆ ,PM ⋅ (1 + ε I~ ,PF ) + ε I~ ,PF , où ε Mˆ ,PM et ε I~ ,PF sont les élasticités mentionnées aux

deux lignes précédentes du Tableau. Cette équation est dérivée de USDOE (1996, p. 5-11) etde Small et Van Dender (2005, équation 6) ; le terme (1 + ε I~ ,PF ) a été omis par inadvertancedans Small et Van Dender (2007a) lors du calcul des élasticités de la consommation decarburant, d’où le fait que ces élasticités aient été légèrement surestimées – voir Small et
Van Dender (2007b) pour les valeurs correctes correspondant aux données de la période plus
courte (1966-2001) considérée pendant ces travaux.
18.

Citons un facteur de plus : les ménages les plus riches possèdent plus de voitures, donc
peuvent réagir aux augmentations du prix du carburant en utilisant en priorité les véhicules
les moins gourmands. Cette réaction semble principalement une réaction à court terme, et ces
ménages auraient donc tendance à réagir moins par la modification de leurs déplacements
que par la modification du rendement énergétique moyen. Basso et Oum (2007) examinentdes données contradictoires issues d’études transversales sur le rapport entre le revenu etl’élasticité-prix. Plus récemment, Wadud et al. (2007a, b) concluent, comme nous, quel’élasticité-prix est plus faible pour les hauts revenus.

19.

Cette méta-analyse ne cherche pas à déterminer si l’élasticité-prix de la consommation decarburant dépend du revenu. Elle vérifie toutefois si elle est fonction ou non d’une tendance
purement temporelle, après avoir contrôlé tous les autres déterminants mesurés, sansparvenir à établir qu’une telle dépendance existe. Ce résultat est cohérent avec notre modèle
qui n’identifie pas non plus de tendance temporelle significative dans l’effet rebond, mêmelorsque les trois termes d’interaction dans l’équation utilisée pour l’estimation sontsupprimés de la modélisation. A notre sens, cela montre qu’une simple tendance temporellen’est pas appropriée pour rendre compte des effets des évolutions complexes des revenus, dePÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT -213

l’urbanisation et du coût du carburant sur les périodes couvertes par les diverses études
examinées.
20.

Voir US EIA (2007), « Year-by-Year Reference Case Tables (2004-2030) », Tableau 3, pourle prix moyen du carburant essence. Il est prévu une légère décroissance des prix en termesréels (ajustés par rapport à l’inflation), d’une moyenne de 0.2 pour cent par an entre 2005
et 2030.

21.

Ces chiffres ont été calculés à partir des valeurs du Tableau 3 et au moyen de l’équation (1).
Ils sont respectivement égaux à 0.0696*0.014*100 et 2*0.0169*0.014*100.

22.

Nos équations prédisent qu’il existe une date à laquelle l’effet rebond atteindra zéro avant dedevenir négatif. Ce phénomène est bien évidemment contraire à la théorie et doit êtreconsidéré comme un cas limite induit par l’extrapolation de nos équations au-delà de lapremière série de données à partir desquelles les équations ont été établies.

23.

Si les effets rebond dans l’ensemble de l’économie sont importants, ce qui n’est pas sûr maispossible (cf. note 8), c’est une raison de plus de coupler les réglementations sur laconsommation de carburant à des taxes sur les carburants ou le carbone.

24.

Il s’agit d’une simplification, étant donné que l’existence de défaillances du marché et depréoccupations politiques en dehors du secteur des transports signifie que les prix optimauxdes transports s’écartent très probablement des coûts sociaux marginaux ; dans notre jargon,
on parle de solution de « deuxième choix ». La valeur exacte de tels écarts est difficile àdéterminer. Toutefois, des recherches récentes suggèrent que les écarts sont plus faibles dansle secteur des transports que dans d’autres secteurs, car les variations de prix des transports
n’aggravent pas sensiblement les autres inefficacités de l’économie, notamment lesinefficacités liées à la taxation du travail (West et Williams, 2007). Quoi qu’il en soit, il est
très probable qu’un système de tarification des transports de deuxième choix alignerait plus
précisément les charges sur les coûts externes que la structure tarifaire actuelle ; lacomparaison évoquée ici est donc utile.

25.

Une tC désigne une tonne métrique ou tonne (1000 kg) de carbone. Étant donné que lecarbone représente une fraction du poids d’une molécule de dioxyde de carbone égale à
12/44=0.27, 1 USD/tC est équivalent à 3.67 USD par tonne de CO2. Selon le National
Research Council (2002, p. 85), il faut 413 gallons d’essence pour obtenir 1 tC.

26.

Voir par exemple les analyses de Small et Verhoef (2007, chapitre 3) et de Parry et Small(2005). L’estimation de 25 USD/tC est également cohérente avec le « prix virtuel » ducarbone issu des modèles d’optimisation des voies économiquement efficaces de réduction
des gaz à effet de serre, les plus connus de ces modèles étant ceux de la série développée sur
plusieurs années par William Nordhaus, et dont une version récente est le modèle intégré
régional du climat et de l’économie, ou modèle RICE (Nordhaus 1994). Nordhaus (2007b)
décrit un calcul récemment effectué à l’aide de ce modèle qui aboutit à un prix du carbone de
17 USD/tC (exprimé en prix de 2005) pour l’année 2010, qui passerait à 70 USD/tC en 2050.
L’étalonnage « optimal » indiqué dans Nordhaus (2007a) aboutit à un prix de 35 USD/tC
en 2015, de 85 USD/tC en 2050 et de 206 USD/tC en 2100. Ces chiffres englobent toutes lesestimations du Tableau 5, sauf celle de Stern. L’estimation des dommages peut égalementêtre comparée aux prix d’échange actuels des permis d’émission de carbone conformément
au Système d’échange de quotas d’émissions (ETS) de l’Union Européenne. Si le marché

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214 - ÉVOLUTION À LONG TERME DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

fonctionne sans heurt (une hypothèse sujette à controverse dans ce contexte), ces prix
devraient refléter les coûts marginaux, pour l’industrie, de la mise en place des contrôles
permettant de remplir les obligations de l’Union Européenne découlant du Protocole deKyôtô. L’expérience actuelle démontre que ce marché est très fluctuant, les prixs’échelonnant entre 6 et 30 USD par tonne de dioxyde de carbone au cours de laquasi-totalité de la période comprise entre 2004 et 2006 (Convery et Redmond, 2007,
Figure 2), ce qui équivaut à un coût compris entre 27 et 138 USD/tC (l’atome de carbone
représente les 12/44ème de la masse atomique d’une molécule de CO2 et le taux de change
moyen pour 2004-2006 est 1 EUR = 1.25 USD). Ces chiffres laissent penser qu’en Europe,
au moins, le coût marginal des contrôles a grimpé bien au-delà des estimations les plus
basses des coûts marginaux des dommages du Tableau 5.
27.

Tol (2005) passe en revue 103 estimations de coûts marginaux des dommages dus au CO2,
tirées de 28 études distinctes réalisées par 18 groupes de recherche différents. La valeur
médiane est de 14 USD/tC, mais les estimations sont très déséquilibrées vers la droite, avec
une moyenne non pondérée de 93 USD/tC et un écart type de 203 USD/tC. L’estimation
moyenne décroît considérablement, jusqu’à 43 USD/tC, lorsque seules les études examinées
par les pairs sont prises en compte ; l’écart-type fait de même, à 83 USD/tC. L’impact de laméthodologie est évident – en particulier l’utilisation d’un taux d’intérêt très faible pourl’actualisation et l’utilisation de « pondérations selon les capitaux » pour effectuer descumuls sur plusieurs pays – et explique la plupart des estimations les plus hautes. Tol
conclut : « A partir d’hypothèses d’actualisation et d’agrégation classiques, les coûts
marginaux des dommages […] sont peu susceptibles de dépasser 50 USD/tC et [sont]probablement beaucoup plus faibles » (p. 2064).

28.

Ces données sont calculées sur la base du taux de croissance annuel de la production par
habitant en l’absence de changement climatique d’origine anthropique, à savoir 1.3 pourcent, pris pour hypothèse par Stern et appliqué sur une période de 200 ans, dont sont déduits
35.2 pour cent correspondant à la perte pour le 95ème centile dans le plus pessimiste desscénarios présentés, dénommé « High Climate, market impacts + risk of catastrophe+ non-market impacts » (décrit p. 156 et dans la Figure 6.5c). Nordhaus (2006, p. 18)
effectue un calcul relativement similaire dans une version de travail de sa critique de 2007.

29.

Nous avons recalculé en prix 2005 le chiffre de Stern de 85 USD exprimé en prix 2000
(Stern 2006, p. 287) en utilisant le taux de croissance de 13.4 pour cent de l’indice américain
des prix à la consommation au cours de cette période.

30.

En 2003, le prix du charbon aux Etats-Unis était de 19.68 USD par tonne métrique (US EIA
2006, Tableau 8, après conversion en tonnes métriques) ; la teneur en carbone de ce
combustible étant de 0.75 (O’Hara 1990, Tableau 6), on obtient un prix de 26 USD/tC.

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LISTE DES PARTICIPANTS -LISTE DES PARTICIPANTS

Professor Paul R. PORTNEY
DeanEller College of Management
The University of Arizona
1130 E. Helen Street
P.O. Box 210108
Tucson, AZ 85721-0108
ÉTATS-UNIS

Président

Professor Kjell ALEKLETT
Uppsala Hydrocarbon Depletion Study Group
Department of Physics and Astronomy
Uppsala University
Box 535
SE-751 21 UPPSALA
SUÈDE

Rapporteur

Mr. Lawrence EAGLESHead Oil Industry and Markets DivisionInternational Energy Agency
9 rue de la Fédération
75015 PARISFRANCE

RapporteurProf. David GREENE, Ph.D.
Oak Ridge National Laboratory
Centre for Transportation Analysis
National Transportation Research Center
2360 Cherahala Boulevard
KNOXVILLE, TN 37932
ÉTATS-UNIS

Rapporteur

Professor Kenneth SMALL
University of California at Irvine
Economics Department
3151 Social Science Plaza
IRVINECA. 92697-5100
ÉTATS-UNIS

Rapporteur

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222 – LISTE DES PARTICIPANTS
Dr. Kurt VAN DENDER
Administrator
OECD/ITF Joint Transport Research Centre
2-4 rue Louis David
F-75016 PARISFRANCE

Co-Rapporteur

Mme Nathalie ALAZARD-TOUX
Directeur des Études Économiques
Institut Français du Pétrole
1-4, avenue de Bois-Préau
92852 RUEIL-MALMAISON Cedex
FRANCE
Dr. Roger BENTLEY
Senior Research Fellow
Department of Cybernetics
The University of Reading
Whiteknights
PO Box 217
READING, Berkshire, RG6 6AH
ROYAUME-UNI
Prof. Runar BRANNLUND
Department of Economics
Umea University
S-901 87 UMEA
SUÈDEDrs. Martijn BRONSFree University Amsterdam
Department of Spatial Economics
Faculty of Economic Sciences, Business Administration and Econometrics
De Boelelaan 1105
NL-1081 HV Amsterdam
PAYS-BAS
Dr. Joyce DARGAY
Reader in Travel Demand Analysis
Institute for Transport Studies
Faculty of Environment
Room: G03 (41 UR)
University of Leeds
GB-LEEDS LS2 9JT
ROYAUME-UNIPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

LISTE DES PARTICIPANTS -Mr. Jos DINGS
Director
European Federation for Transport and Environment (T&E)
Rue de la Pépinière, 1
B-1000 BRUSSELSBELGIQUE
Mrs. Sandrine DIXSON-DECLEVE
Executive Director
International Sustainable Energy Exchange (ISEE) &International Fuel Quality Centre (IFQC)
17A, Avenue du Fond Jean Rosy
B-1330 RIXENSARTBELGIQUE
Ms. Naoko DOI
Head, Transport Energy Demand Sector
Asia Pacific Energy Research Centre (APERC)
Inui Building
Kachidoki 16F
1-13-1 Kachidoki
Chuo-ku,
104-0054 TOKYOJAPON
Dr. Fereidun FESHARAKI
Chairman and CEO, FACTS Global Energy
Senior Fellow
East-West Center
1601 East West Road
HONOLULU, Hawaii 96848
ÉTATS-UNIS
Mr. Adrian GAULT
Head of Transport Analysis and Review Division
Department for Transport
Great Minster House, Zone 4/14a
76 Marsham Street
London SW1P 4DR
ROYAUME-UNI
Dr. Jonathan GUPTON
Energy Information Administration (EIA)US Department of Energy (DOE)1000 Independence Ave, SW.
WASHINGTON, DC 20585
ÉTATS-UNISPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008223

224 – LISTE DES PARTICIPANTS
Dr. Niels Buus KRISTENSEN
Director
Danish Transport Research Institute
Danish Technical University
Knuth-Winterfeldts Alle Bygning 116 Vest
DK-2800 LYNGBYDANEMARK
Mr. Michael LYNCH
President and Director of Global Petroleum Service
Strategic Energy & Economic Research, Inc. (SEER)
14 West Chardon Road
Winchester, MA 01890
ÉTATS-UNIS
Prof. Anil MARKANDYA
Fondazione Eni Enrico Mattei
Corso Magenta 63
I-20123 MILANITALIE
Prof. Angelo MARTINO
TRT Trasporti e Territorio SRL
Via Rutila, 10/8
I-20146 MILANOITALIE
Prof. Alan McKINNON
Heriot-Watt University
Logistics Research Centre
School of Management
GB-EDINBURGH EH14 4AS
ROYAUME-UNI
Dr. Imre Tamás MERÉTEIDeputy Head of Automotive Engineering,
Environmental and Energy Division
Thán Karoly u. 3-5
H-1119 BUDAPESTHONGRIE
Dr. Ulf MOSLENER
Senior Researcher
ZEW (Centre for European Economic Research)
L7,1
D-68161 MANNHEIMALLEMAGNEPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

LISTE DES PARTICIPANTS -M. J.P. MOULINIER
Ingénieur général des Ponts et Chaussées
Ministère de l'Écologie, de l'Aménagement et du Développement Durables
Chargé de Mission Stratégie
Grande Arche de la Défense Paroi Sud
F-92055 LA DEFENSE Cedex 04
FRANCEDr Pierre NOEL
Research AssociateElectricity Policy Research Group
Judge Business School
University of Cambridge
Trumpington Street
GB-CAMBRIDGE CB2 1AG
ROYAUME-UNI
Dr. Robert NOLAND
Reader in Transport and Environmental Policy
Centre for Transport Studies
Department of Civil and Environmental Engineering
Imperial College London
GB-LONDON SW7 2AZ
ROYAUME-UNI
Mr. Nils-Anders NORDLIEN
Adviser
Ministry of Petroleum and Energy
Einar Gerhardsens Plass 1
Postboks 8148 Dep,
N-0033 OSLO
NORVÈGEProf. Émile QUINETChef du Département d’Économie et des Sciences
École Nationale des Ponts et Chaussées
28 rue des Saints-Pères
F-75007 PARISFRANCE
Dr. Farideh RAMJERDI
Senior Economist
Institute of Transport Economics
Gaustadalleen 21
N-0349 OSLO
NORVÈGEPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008225

226 – LISTE DES PARTICIPANTS
Prof.Dr. Wolfgang SCHADE
Project Leader, Senior Analyst
Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI
Nachhaltiges Wirtschaften und Infrastrukturen
Breslauer Strasse 48
D-76139 KARLSRUHEALLEMAGNE
M. Thierry VEXIAU
Chargé de Mission - Environnement
Ministère de l'Écologie, de l'Aménagement et du Développement Durables
Grande Arche de la Défense Paroi Sud
F-92055 LA DEFENSE Cedex 04
FRANCE
Prof. Franz WIRL
Chair: Industry, Energy and Environment
University of Vienna
Brünnerstr. 72
Room 123
A-1210 VIENNAAUTRICHE

AGENCE INTERNATIONALE DE L’ÉNERGIE :Mr. Pierpaolo CAZZOLAEnergy Analyst
Energy Technology Policy DivisionInternational Energy Agency (IEA)
9 rue de la Fédération
75775 PARIS CEDEX 15
FRANCE
Mr. Paul DOWLING
Energy Analyst
Economic Analysis DivisionInternational Energy Agency
9 rue de la Federation
75015 PARISFRANCEMr David FYFE
Senior Energy Analyst
Oil Industry and Markets DivisionInternational Energy Agency (IEA)
9 rue de la Fédération
75775 PARIS CEDEX 15
FRANCEPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - ¤ OCDE/FIT 2008

LISTE DES PARTICIPANTS -Mr. Lew FULTON
Senior Transport Energy Analyst
Energy Technology Policy DivisionInternational Energy Agency (IEA)
9 rue de la Fédération
75775 PARIS CEDEX 15
FRANCE
Mr. Olivier RECH
Economic Analysis DivisionInternational Energy Agency (IEA)
9 rue de la Fédération
75775 PARIS CEDEX 15
FRANCEOBSERVATEURS :Mrs. Tamara KURZOVAHead of Department for Foreign Economic Relations
Ministry of Transport and Communications of Ukraine
14 Peremohy Avenue
01135 KIEVUKRAINE
Dr. Viktor USTYMENKO
State Road Transport Research Institute
Ministry of Transport and Communications of Ukraine
14 Peremohy Avenue
01135 KIEVUKRAINE
Mrs. Murad GURMERIC
Highways Expert
State Planning Organization
ANKARA
TURQUIE
Mr. Sedef YAVUZ NOYAN
Maritime Expert
State Planning Organization
ANKARA
TURQUIEPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008227

228 – LISTE DES PARTICIPANTS
FORUM INTERNATIONAL SUR LES TRANSPORTS
Mr. Alain RATHERY
Secrétaire Général Adjoint du Forum International sur les Transports

CENTRE CONJOINT DE RECHERCHE SUR LES TRANSPORTS OCDE/FIT
Mr. Stephen PERKINS
Chef du Centre Conjoint de Recherche sur les Transports
Dr. Kurt VAN DENDER
AdministrateurCentre Conjoint de Recherche sur les Transports
Dr. Michel VIOLLAND
AdministrateurCentre Conjoint de Recherche sur les Transports
Mr. Jari KAUPPILA
AdministrateurCentre Conjoint de Recherche sur les Transports
Mr. Philippe CRIST
AdministrateurCentre Conjoint de Recherche sur les Transports
Mrs. Julie PAILLIEZ
AssistanteCentre Conjoint de Recherche sur les Transports
Mlle Françoise ROULLET
AssistanteCentre Conjoint de Recherche sur les Transports

SECRÉTARIAT FORUM INTERNATIONAL SUR LES TRANSPORTS
Mrs. Mary CRASS
Administrateur Principal, FIT
Mr. Michael ZIRPEL
Administrateur Principal, FIT
Mr. Brendan HALLEMAN
Administrateur, FITPÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

LISTE DES PARTICIPANTS -229

ÉGALEMENT DISPONIBLES

L’offre de transports : les limites de la (dé)réglementation. Série CEMT – Table Ronde 129ème
(2006)(75 2006 02 2 P) ISBN 92-821-2347-2
Transport et commerce international. Série CEMT – Table Ronde 130ème (2006)(75 2006 13 2 P1) ISBN 92-821-1340-X
Les transports et la décentralisation. Série CEMT – Table Ronde 131ème (2006)(75 2006 12 2 P1) ISBN 92-821-1344-2
Investissements en infrastructures de transport et productivité de l’économie. Série CEMT –Table Ronde 132ème (2007)(74 2007 04 2 P1) ISBN 978-92-821-0126-1
La (dé)réglementation du secteur des taxis. Série CEMT – Table Ronde 133ème (2007)(74 2007 02 2 P1) ISBN 978-92-821-0116-2
Accès au marché, commerce des services de transport et facilitation des échanges. Série CEMT –Table Ronde 134ème (2007)(74 2007 05 2 P1) ISBN 978-92-821-0148-3
Tarification des infrastructures de transport et dimensionnement de la capacité :L’autofinancement de l’entretien et de la construction des routes. Série CEMT – Table
Ronde 135ème (2007)(74 2007 01 2 P1) ISBN 978-92-821-0110-0
Estimation et évaluation des coûts de transport. Série CEMT – Table Ronde 136ème (2007)(74 2007 06 2 P1) ISBN 978-92-821-0153-7
Transport, formes urbaines et croissance économique. Série CEMT – Table Ronde 137ème
(2007)(74 2007 07 2 P1) ISBN 978-92-821-0166-7
Biocarburants : Lier les politiques de soutien aux bilans énergétiques et environnementaux.
Série FIT – Table Ronde 138ème (2008)(75 2008 02 2 P1) ISBN 978-92-82-10181-0

Vous pourrez recevoir par email des informations sur les nouvelles publications de l'OCDE
en vous inscrivant sur www.oecd.org/OECDdirect
Vous pourrez les commander directement sur www.oecd.org/bookshop
Vous trouverez des informations complémentaires sur le FIT sur www.internationaltransportforum.org
PÉTROLE ET TRANSPORTS : LA FIN DES CARBURANTS À PRIX ABORDABLE ? – ISBN 978-92-821 0251-0 - © OCDE/FIT 2008

LES ÉDITIONS DE L’OCDE, 2, rue André-Pascal, 75775 PARIS CEDEX 16
IMPRIMÉ EN FRANCE(74 2008 03 2 P) ISBN 978-92-821-0251-0 – no 56186 2008

13 9

Cette Table Ronde évalue les mesures dont disposent
les pouvoirs publics pour sécuriser les approvisionnementspétroliers et freiner le changement climatique. Elle examine leurinteraction avec les mesures destinées à gérer la congestionet réduire la pollution atmosphérique locale. Cet ouvrage
identifie un certain nombre d’incompatibilités et de nécessaires
arbitrages, soulignant ainsi l’importance d’une approche
intégrée dans l’élaboration des politiques.
Ce rapport examine aussi les facteurs qui déterminent
les prix du pétrole à court et long terme, ainsi que lesperspectives concernant les approvisionnements pétroliers.

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www.internationaltransportforum.org

www.oecd.org/editions(74 2008 03 2 P1) ISBN 978-92-82-10251-0-:HSTCSC=VUWZVU:

2008

C ent re de rec her che sur les transpo r ts

La puissance de marché des pays de l’OPEP s’accroît à mesure
que la production de pétrole conventionnel hors OPEP atteint
un plateau. Les réserves de pétrole que recèlent les sables
bitumineux du Canada ou d’ailleurs sont considérables et leurexploitation est concurrentielle tant que les prix du pétrole
restent supérieurs à 40 dollars le baril. Mais l’exploitation deces réserves (de leur extraction à leur utilisation dans le secteur
des transports) engendre deux fois plus d’émissions de CO2
que l’utilisation du pétrole conventionnel.

TA B L E R O N D E

La consommation de pétrole se concentre de plus en plus dansle secteur des transports. Ainsi, des variations relativement
limitées de la demande dans ce secteur peuvent avoir des effets
de plus en plus sensibles sur les cours du pétrole, qui ont atteint
un sommet historique début 2008, franchissant la barre des100 dollars le baril pour la première fois depuis le choc pétrolier
de 1979. Le facteur sous-jacent de cette flambée des prix a étéla demande émanant des économies en développement rapide,
au premier rang desquels la Chine, où le secteur des transports
est le plus gros consommateur de pétrole.

Pétrole et transports:
La fin des carburants à prix abordable ?

Pétrole et transports: La fin
des carburants à prix abordable ?

Pétrole et transports:
La fin des carburants
à prix abordable ?

TABLE
RONDE

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