oleocene.org

Bonjour,

Je lis ce forum depuis un certain temps, parmi d'autres sources abordant les liens entre évolution de l'économie, exploitation des ressources énergétiques et minières et investissements dans celles – ci.

Sujet complexe.. Mais dont vous faîtes ici une veille intéressante et sur le long terme. Il ne me semble pas qu'un consensus clair se dégage parmi vous à propos du pic (plateau..) de production de pétrole conventionnel + non conventionnel. Tant mieux je dirais.. Car le consensus lorsqu'il se trompe empêche le développement d'alternatives dans la façon de voir les choses..

Ceci - dit il me semble d'après ce que j'ai lu que la plupart ici sont convaincus que la production tout liquide a atteint une capacité maximale, et que le plateau ainsi dessiné atteindra son terme avant 2025, après une succession de fluctuations liées à la dynamique du cycle offre / demande du système économique global.
Ce plateau ondulant se terminant par un point d'inflexion au delà duquel la production declinera nettement, et de manière probablement irreversible à long terme.

Je vous propose une petite étude collective de notre perception du phénomène et ses sous – jacents.. Pour mieux dégager quelques scénarios.

Fait averé : la production tout liquide atteint début 2012 son record historique en frôlant les 90 méga barils par jour, après une augmentation tendancielle historiquement faible et très fluctuante depuis 2005.. Mais ca vous le savez tous mieux que moi..

Les autres faits sont à votre libre appréciation..

Je vous propose de chacun de "voter" pour les grandeurs suivantes, données au mois et au mega baril près:

Dmax : la date correspondant selon vous non pas au "maximum historique" de la production tout liquide, mais au maximum absolu pour la période allant de début 2012 à fin 2024.
Vmax : La valeur de cette production maximale et si elle correspond au maximum historique de la production tout liquide (oui, non, peut être, etc...).
Dflex : La date du point d'inflexion. Pour être rigoureux on pourrait définir ce point d'inflexion comme les economistes definissent la notion de recession : baisse deux trimestres consecutifs du PIB ==> point d'inflexion suivit d'une baisse 6 années consecutives de la production tout liquide lissée sur 3 ans.
Vflex : production au point d'inflexion.
Tx : Le taux de declin moyen par an après ce point d'inflexion, pour les 6 années qui le suivent. Donc jusqu'en 2031 si pour vous le point d'inflexion est en fin de periode.
Ppic : Le prix moyen du baril l'année suivant le maximum absolu en dollar (le « prix du pic »)
Pdec : Le prix moyen du baril l'année suivant le point d'inflexion (le « prix du declin »)
Pmax : Le prix maximum absolu instantané du baril sur la période.
VarPIB : la variation du PIB mondial entre 2012 et 2025


Rien ne vous empeche de mettre des cases « je sais pas » bien sûr..

La precision demandée peut paraître aberrante, mais il s'agit juste de choisir les valeurs pour lesquelles nous serions prêts à parier le maximum si vous voulez, n'hesitez pas à donner vos valeurs même si vous considerez qu'elles incluents 80% d'arbitraire... C'est un peu le cas des miennes je dois l'avouer !

Je vous propose que nous fassions cela sur l'année 2012, en se gardant le droit de chacun corriger nos estimations chaque mois si on le désire... A voir mais de mon côté je pense que même ceux qui auraient mit janvier 2012 pour le maximum peuvent corriger s'il se sont trompés..

L'idée est que nous avons chacun une perception différente du phénomènes, liée par exemple à nos à priori, nos connaissances, notre estimation des facteurs les plus importants...

A la fin de cette année nous pourrions regrouper les résultats, faire des clusters de valeurs. Nous pourrons ainsi regarder quels sont les sous – jacents communs à des opinions proches. Au lieu de dégager un consensus global on aurait ainsi des groupes de consensus, les opinions au sein de chaque groupe ne reposant pas forcement sur les mêmes sous – jacents d'ailleurs.

Ma vision des choses est que cela permettra plus tard de degager plus facilement des scénarios crédibles en tenant compte de manière ponderée des informations et points de vue des autres participants.. Tout ça sur le long terme bien sûr !

Voilà je commence par donner mon vote, avec Mr pifomètre majoritaire bien sûr !

Dmax = mai 2013
Vmax = 92 méga barils, ne correspond probablement pas au maximum historique.
Dflex = octobre 2015
Vflex = 90 méga barils
Tx = - 4 % par an ce qui nous rendrais à 70 méga barils par an en 2021 puis une production en augmentation légère par la suite.
Raisons supposées : à la louche facteurs géologiques (déclins offshores prononcé et plus grand champs en déclin) + techniques (dérapage des coûts de mise en place des gisements complexes) + économiques (fortes recessions, pénurie brutale d'investissements, hyperinflation dans certains pays) + troubles géopolitiques étendus (restrictions d'exportations..) et changement de structure du système monétaire.
Ppic = 120 $
Pdec = 300 $
Pmax = 600 $ brievement mettons en juillet 2016 avant fermeture des bourses, blocage du marché à terme des matières premières et accords d'échanges rigides entre pays / zones géographiques en attendant la refonte du système d'échanges internationaux sur de nouvelles bases
Var PIB = - 10 %

Voilà cela n'engage que moi, je me suis juste imaginé vaguement comment tout cela pourrait finir à partir du peu d'informations dont je dispose. Avec la conviction que la continuité tranquille n'est pas le fort de l'espèce humaine..

Je precise pour qu'on ne prenne rien au pied de la lettre que je n'ai aucune formation d'économie ou géologie. J'ai fait des études de physique et je travaille dans l'informatique donc il n'y a aucun travail d'expertise dans ces chiffres, qui reflete d'ailleurs plus ma propre interpretation d'étude que j'ai pu lire sur la depletion petrolière.
Le but n'est d'ailleurs pas un travail d'expertise, qui nous est inaccessible, mais plus un patchwork de scénarios pour dégager des tendances dans notre perception de ce « macro – phénomène » en cours de la crise petrolière.

A vous !

Bonjour à toi et bienvenu.

Un peu complexe à suivre l' ensemble du pari à multi critéres .

Je me lance :
Dmax = début 2020
Vmax = 95 méga barils,
Dflex = octobre 2025
Vflex = 90 méga barils
Tx = - 1/2 % par an dans un premier temps (5-10 ans?), puis avec les problèmes croissant pour maintenir les investissements une déplétion allant s'accélérant vers les -3/5% par an
Ppic = aucune idée
Pdec = aucune idée
Pmax = aucune idée
Var PIB = 0 %, la chute dans les pays de l'OCDE est compensé par la croissance dans les pays dit émergent.
Je parie que la déplétion ne sera pleinement ressentit que dans les années 2030...

Intéressant.

Je tente le coup aussi. J'estime pourtant n'avoir aucune chance d'avoir raison tant les facteurs en jeux sont nombreux.

Voici un scénario que je juge raisonnable bien qu'hyper pessimiste.

Dmax : Octobre 2012 (rentrée de la zone euro en dépression et chute de l'activité mondiale)
Vmax : 90.5 méga barils (correspond au maximum historique)
Dflex : Février 2019 (entre temps on traverse une période pendant laquelle les récessions sont suivies de reprises molles et courtes de l'économie et donc une augmentation légère de la production sous arriver à atteindre les 90.5 méga barils (la récession recommence avant)).
Vflex : 88 méga barils
Tx = -3%
Ppic : 80$ (à NY) (en 2013 donc, en pleine récession mondiale)
Pdec : 130$ (à NY) (en 2020 donc) et stable malgré la récession.
Pmax : 2000$ (à NY) après 2020 à cause d'une guerre majeure ayant sa source au moyen orient. On passerait d'un prix de l'ordre de 140-150$/baril à 2000$ en quelque semaines. A ce moment le pétrole est confisqué, rationné et n'a plus de prix sur les marchés.
Var PIB : - 30% (disons pour 1/5 entre 2012 et 2018 et le reste entre 2018 et 2025)

Les pric en $ sont exprimés en $ de 2012 (entre temps le $ sera bien entendu fortement dévalué).

En somme le scénario est basé sur une entrée en dépression de la zone euro (et récession mondiale cette année) + évolution chaotique pendant 6 ans (un peu comme entre 2008 et 2012 )+ évènement majeur qui surviendrait juste derrière la période de déclin de la production début 2020.

Inutile de préciser que j'espère me tromper.

Après consultation du PDG de la Saudi aramco :

Dmax = juillet 2014
Vmax = 91.6 méga barils,
Dflex = fevrier 2017
Vflex = 90.4 méga barils
Tx = -2.5%
Ppic = 168$
Pdec = 140
Pmax = 211$
Var PIB = - quelques choses !

Pour les volumes, le résultat est plus facile à visualiser en considérant que l’aire mathématique de la courbe définie par les différents paramètres choisis correspond aux réserves ultimes de la planète (en oubliant les agrocarburants). Ces réserves ultimes s’écrivent approximativement ainsi, en supposant un déclin réellement exponentiel, ce qui sera le cas si le taux de déclin est constant :

Réserves ultimes (millions de barils) = 1200 000 (déjà extraits) + [(Dmax-31/12/2011) x (90 + Vmax)/2 + (Dflex-Dmax) x (Vmax + Vflex)/2 + Vflex/D)]
D étant le déclin journalier qui se calcule comme D = 1 - (1-Tx)^(1/365,25). Le 365,25 n’est mentionné que comme un clin d’œil à la date de ce message. On a le droit d’arrondir.

Ca donne pour smartGrid 2 130 milliards de barils (Gb), pour Superus 2 485 Gb et pour Rod 2 670 Gb. Rien d’invraisemblable.

On constate rapidement que le paramètre le plus important, dans tout ça, est bien le taux de déclin. Pour nemo, le calcul n’est pas possible parce que le paramètre le plus important n’est pas fixe. Pour un volume déterminé, le déclin sera d’autant plus prononcé que l’on sera monté plus haut et/ou que l’on sera resté plus longtemps au plateau.

Pour ma part, je pars du chiffre de réserves de Jean Laherrère, 2 200 Gb, probablement un peu pessimiste, ce qui me rapproche du scénario de smartGrid.

Philippe a écrit :le déclin sera d’autant plus prononcé que l’on sera monté plus haut et/ou que l’on sera resté plus longtemps au plateau

Bonsoir,
Je suis trés peu connaisseur sur ce sujet mais je me demandais si techniquement, un puits peut s'éteindre rapidement dans un contexte d'explosion du prix du barril. (A mon avis ça doit être trés variable en fonction des gisements). Si on considère la multiplication des puits dans des gisements plus ou moins productifs, associés à l'utilisation de techniques de plus en plus élaborées, je ne serais pas surpris que la pente déscendante soit limitée en rapidité de chute et qu'on ne puisse l'infléchir beaucoup en restant plus longtemps sur le plateau.
Ce que je veut dire par la c'est que la pente sera constante et c'est elle qui déterminera la fin du plateau, quoi qu'on fasse.
Qu'en pensez vous?

On sort un peu du sujet. On ne peut pas raisonner sur un unique puits de pétrole ou de gaz. Un puits peut effectivement être perdu du jour au lendemain, pour diverses raisons : éboulements en fond de puits, corrosion, défaut d’entretien du matériel tubulaire (trous dans le tubing, ça arrive), panne de la pompe ne justifiant pas un coûteux remplacement, envahissement par de l’eau ou du gaz en provenance de la couche réservoir, envahissement du site par la mer (cas de la pointe du Cap-Ferret), inondations (j’ai perdu des puits dans le désert yéménite sur inondation !), etc.

Il faut raisonner au moins à l’échelle d’un gisement (un ensemble de puits soutirant dans la même couche géologique). On comprend que le niveau du plateau de production, et partant du taux de déclin ultérieur, dépend des investissements consentis : un long plateau à bas niveau, avec peu d’investissements, ou un plateau à haut niveau, de durée forcément plus courte avec beaucoup de puits. La décision dépend des éléments contractuels tels la durée du permis ou les conditions du contrat de vente ou de transport du produit (volumes disponibles dans les tuyaux existants), mais surtout des calculs économiques. Le choix, volontaire, de taux d’actualisation élevés, surtout dans les pays à risques (Syrie, Yémen, Nigéria, par exemple) mais aussi en offshore profond, conduit à préférer investir massivement pour extraire le plus possible de pétrole le plus rapidement possible. L’optimum économique, dans de tels cas, est généralement une exploitation avec un déclin terminal élevé, pouvant aller jusqu’à 12%, voire 15% par an pour les gisements les plus petits.

Après, ce qui donne la courbe de la production mondiale, c’est la consolidation des profils de production de tous les gisements du monde. Bien sûr, les plus gros ont un impact plus important que les petits. Pour les très gros, le raisonnement économique ne s’applique plus de la même façon. Il aurait été impossible d’investir massivement sur Ghawar ou Burgan, de façon à extraire à l’optimum économique avec des taux d’actualisation élevés : si, par exemple, on considère le gisement koweitien de Burgan, découvert en 1938 et mis en exploitation en 1945, la valeur actualisée à 12,5% par an de la production 2011 du gisement, en dollars de 1945, aurait représenté en 1945 0,056% de sa valeur actuelle ; les 1,5 million de barils par jour actuels n’auraient été comptabilisés que pour 840 barils/jour de 1945, autant dire rien. Pour augmenter le plateau, de façon que la production de 2011 ne représente quasiment plus rien (ce qu'elle fait de toute façon avec un taux d'actualisation élevé), il aurait fallu investir, pendant la deuxième guerre mondiale, quelque chose comme 200 à 250 milliards de dollars de 2011, un investissement hors de portée de quiconque. En outre, l'investissement aurait été perdu, puisque la demande n'aurait pas suivi.

On consolide donc des gisements avec des profils de production très différents. Les très gros, très anciens (Ghawar, Burgan, Kirkuk, Hassi-Messaoud, etc) avec un plateau très long et peu ou pas de déclin, et les petits et moyens et certains gros offshore (Statfjord, Forties, Brent, Cantarell), récents ou non, avec des plateaux plus courts et des déclins plus prononcés. Et enfin, les gisements qui sont en phase de développement, et dont le déclin n’a pas encore commencé. C’est cet exercice de consolidation d’un grand nombre de gisements à différents stades de leur vie qui rend difficile l’extrapolation, surtout quand les données sont manquantes, comme on le déplore dans de nombreux pays.

Cela donne des arguments à ceux qui ne croient pas au peak oil, imminent ou pas, et qui affirment que ce qui manque, ce sont les investissements pour augmenter le niveau du plateau, passant sous silence que cela reviendra nécessairement à augmenter le taux de déclin ultérieur si les investissements ne font qu’accélérer la récupération sans apporter de nouvelles réserves.

perspectives intéressantes.. Continuez !

S'agissant de mes propres propositions, j'ai évidemment supposé que la guerre ne se concrétise pas en Iran à courte et moyenne échéance, je ne me sens pas assez pessimiste pour imaginer un scénario de guerre comme probable.

Avec la supposition que cette guerre éclate en 2012 avec blocage du détroit d'Ormuz alors j'aurais donné mettons 91 MMbj en production maximale courant 2012.. Jamais retrouvé ensuite sur la période 2012 => 2025 pour cause de crise économique très grave et durable..
20 % de pétrole en moins.. ça nous ferait tomber à 72 MMbj immédiatement en contrainte exogène au système économique : explosion spéculative des prix immédiate suivie d'un gel des transactions sur les marchés à terme, effondrement financier et rationnements dans la panique.

Pour les scénarios moins pessimistes, je m'appuie évidemment sur les divers profils de production tout liquide anticipés pour cette décennie, qui eu même s'appuie sur les hypothèse de réserves prouvées.
Mais je pense qu'à moyen terme (moins de 10 ans) le montant des réserves importe pas tellement. La taille des nouveaux puits mis en production est cruciale en revanche, ainsi que le taux de déclin des puits matures.

Comme variable d’intérêt j'ai l'explosion des coûts et délais de mise en capacité de barils supplémentaires, suivit de l'augmentation du coût de production de ces barils une fois la capacité atteinte. Sachant que l'augmentation du prix de l’énergie, associé à la diminution de l'EROI des nouvelles productions, devraient doublement impacter à la hausse les coût de production.

Pour le champs de Kashagan par exemple, l'investissement de mise en capacité pour une mise en production prévue de 1.2 MMbj en 2014 est d'environ 200 000 $ par baril de capacité.. Du pétrole conventionnel aussi cher que les schistes bitumineux, alors qu'au moyen orient le conventionnel coûterais en moyenne 30 000 $ par baril de capacité jusqu'à maintenant

Je pense pour ma part que si une guerre majeure à de faibles chance de se produire en 2012, ce ne sera plus la cas dans 10 ans.

Quid du monde après 12 ans (depuis 2008) de stagnations ou de récessions économiques (pour cause financière ou de pic pétrolier peu importe finalement)? Ou en seront les USA? L'Europe? La Chine?

La Grèce est tombée en 2 ans (début des très gros problèmes en 2010) et le pays est en pleine dépression en 2012.

Pour les autres pays il ne fait pas l'ombre d'un doute que la trajectoire actuelle les amène aussi à la faillite et la dépression. Je ne vois pas comment on pourrait y échaper alors qu'entre temps on va passer d'une situation économique précaire (plateau de production, finance et dette) à une situation économique impossible à tenir (de moins en moins de pétrole ensuite et toujours un manque d'argent). Ce qui se passe en Grèce va se généraliser. En Grèce la guerre civile n'est plus très loin et si élection il y avait aujourd'hui l'extrème droite et les communistes seraient les tout grands vainqueurs!

Imaginons le même niveau d'austérité (voulue (politique d'austérité) ou forcée (pic pétrolier)) au USA et en Europe. On en rerviendrai à la situation des années 30 et une guerre majeure pour s'accaparer certaines réserves stratégiques pourrait devenir logique politiquement, stratégiquement et économiquement.