Le pic pétrolier est le moment ou la production de pétrole atteint son maximum avant de décliner progressivement et durablement. Pour beaucoup d’experts le pic pétrolier est pour bientôt : 2025 pour certains 2030 ou 2035 pour d’autres. Le pic pétrolier ne manquera pas d’avoir des conséquences sur le prix du pétrole. Passé le pic, l’or noir sera de plus en plus rare et de plus en plus cher.

Les points clefs

  • Le pic pétrolier est inévitable, il sera atteint tôt ou tard.
  • Le pic sera retardé et amorti par les pétroles non conventionnels mais il devrait être atteint avant 2030.
  • Le pic pétrolier entraînera des tensions sur le prix du baril.
  • Cela représente une opportunité d’investissement en misant sur la hausse à moyen et long terme. Vous pouvez investir dans le pétrole avec des ETF sur DeGiro ou Bourse Direct.

Le pic pétrolier est inévitable

Le pétrole que nous pompons aujourd’hui du sous-sol de notre planète s’est constitué il y a plusieurs millions d’années. Le pétrole est donc présent sur terre en quantité finie. Qui dit « quantité finie », dit « fin » : un jour viendra où l’humanité tirera du sous-sol la dernière goutte de pétrole.

Mathématiquement, il peut alors être démontré que la courbe de production du pétrole passe par un maximum. La date à laquelle ce maximum est atteint, c’est la date du pic pétrolier. La question n’est donc pas de savoir si le pic sera atteint un jour, mais plutôt de savoir quand !

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Quelles sont les réserves de pétrole ?

Pour savoir quand sera atteint le pic pétrolier, il faut avant tout faire l’inventaire des réserves de pétrole. Notons qu’il est important de distinguer deux notions :

  • les ressources, à savoir le volume d’hydrocarbure total présent dans le sous-sol ;
  • les réserves, qui est le volume de pétrole qui est techniquement extractible.

En effet, une partie du pétrole restera toujours bloquer dans la roche réservoir, n’en déplaise aux producteurs ! Pour évaluer les réserves, plusieurs obstacles se dressent devant nous :

  • Dans beaucoup d’endroits du monde les réserves sont estimées à partir de relevés sismiques qui présentent une marge d’erreur importante.
  • Certains types de pétrole non conventionnels n’étaient pas comptabilisés dans les réserves jusqu’à peu car les techniques pour les exploiter n’existaient pas. Il faut désormais les comptabiliser.
  • Les quotas des pays membres de l’OPEP sont proportionnels à leurs réserves, ils ont donc intérêt à gonfler leurs réserves pour pouvoir en vendre davantage.

Ainsi Sada Al-Hussein, l’ex numéro 2 du pétrole Saoudien estimait que les réserves de pétrole étaient surestimées de 300 Mds de barils. Une façon de s’en rendre compte est de regarder l’évolution des réserves des pays de l’OPEP. Comme le montre le graphique ci-dessous, les réserves déclarées par ces pays ne diminuent jamais. Pourtant, chaque année plusieurs millions de barils sont extraits de leur sous-sol !

Réserves de pétrole des principaux pays de l'OPEP
Réserves de pétrole des principaux pays de l’OPE. Sources : BP.

Afin d’avoir une analyse conservatrice, pour notre modélisation du pic pétrolier, nous utiliserons néanmoins le montant officiel des réserves : 1 700 milliards de barils selon BP et jusqu’à 2000 selon Rystad Energy. Parce que le montant des réserves est dans tous les cas une estimation, dans la suite de cet article, nous nous permettrons d’arrondir les chiffres : c’est l’ordre de grandeur qui compte.

Par ailleurs, le niveau de réserves revêt plusieurs réalités :

  • une partie des réserves est facile à extraire, c’est le pétrole conventionnel ;
  • a contrario, le pétrole non conventionnel est plus difficile à extraire et, pour une grande partie, les infrastructures nécessaires à sa production n’existent pas encore : son rythme d’extraction sera forcément plus lent.

Analysons cet aspect.

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Capacité de production et rythme d’extraction

Le montant des réserves est un premier élément clé dans l’estimation du pic pétrolier. Le second élément clé est le rythme d’extraction. Plus on produit du pétrole et plus vite on atteint le pic !

Le rythme de production dépend du bassin et du type de pétrole qui s’y trouve. Par exemple, dans la zone arctique, les défis techniques sont tels que les vannes ne peuvent pas s’ouvrir aussi vite qu’en Arabie Saoudite où le pétrole est facile à pomper et où les infrastructures existent déjà.

Le pétrole conventionnel

Le pétrole conventionnel est, en très large partie, le pétrole que l’on a extrait jusqu’à présent et que l’on produit encore aujourd’hui. C’est un pétrole qui à les trois caractéristiques suivantes :

  1. la roche réservoir (qui contient le pétrole) est suffisamment poreuse pour que le pétrole puisse être extrait facilement ;
  2. le pétrole lui-même est de bonne qualité, il n’est pas trop visqueux et peut donc être facilement pompé ;
  3. le réservoir est « facilement » accessible avec les moyens techniques usuels, qu’ils soient offshore ou onshore.

Les réserves de brut conventionnel se situent principalement dans les pays de l’OPEP avec en tête :

  • l’Arabie Saoudite : 300 milliards de barils
  • l’Iran : 155 milliards de barils
  • l’Iraq : 145 milliards de barils
  • Koweit : 100 milliards de barils

Parmi les pays non membres de l’OPEP ayant des réserves importantes de but conventionnel, on peut citer la Russie avec 100 milliards de barils (dont une partie se situe au-dessus du cercle polaire) et la Chine avec 30 milliards de barils.

Au total, l’ordre de grandeur des réserves de pétrole brut conventionnel est de 900 Milliards de barils.

Le pétrole de réservoir compact

Le pétrole de réservoir compact est un pétrole dont la roche réservoir est peu poreuse et donc difficile à pomper. Il a longtemps été appelé pétrole de schiste en France, mais cette appellation n’est pas rigoureuse : le schiste n’est qu’une roche compacte parmi d’autres. On peut aussi l’appeler pétrole de réservoir étanche ou tight oil en anglais.

Les caractéristiques géologiques du pétrole de formation compacte sont les suivantes :

  1. il est difficile à pomper avec les technologies habituelles ;
  2. il est dispersé sur de grandes surfaces et non concentré dans des zones précises ;
  3. il est souvent logé plus profondément que le pétrole conventionnel (entre 2 et 6 km de profondeur).

Ces trois caractéristiques ont plusieurs conséquences.

Premièrement, il faut utiliser une double technologie pour extraire ce pétrole :

  • le forage horizontal des puits : une fois la roche réservoir atteinte, le puits fait un coude et se prolonge à l’horizontale.
  • la fracturation hydraulique (ou fracking) : une fois le puits foré, on injecte un mélange d’eau et de sable à haute pression pour fissurer la roche et ainsi pouvoir en extraire le pétrole.

Deuxièmement, la durée de vie d’un puits est courte : 50% et 70% du pétrole est extrait les deux premières années. Pour exploiter un bassin de pétrole de formation compacte il faut donc forer sans arrêt de nouveaux puits avec un équipement coûteux. Cela explique pourquoi les Etats-Unis est le seul pays à exploiter du « pétrole de schiste » à grande échelle avec environ 200 000 forages sur son sol depuis 2010.

Les réserves de pétrole de roche compacte sont estimées entre 350 à 450 Milliards de barils, dont 70 milliards aux États-Unis. Mais certaines réserves ne seront sans doute jamais exploitées, par exemple celles du bassin parisien !

Les sables bitumineux du Canada

Les réserves de pétrole au Canada sont estimées à 170 Milliards de barils dont à peu près la totalité sous forme de « sables bitumineux » dans la région d’Alberta. Les caractéristiques de ce pétrole non conventionnel sont les suivantes.

  1. C’est un pétrole qui a migré jusqu’à la surface ou quasiment (il est à quelques dizaines de mètres de profondeur).
  2. C’est un pétrole difficile à extraire car il est visqueux, mélangé à du sable et de l’argile.

Cela a plusieurs conséquences sur sa production et sa commercialisation. D’abord les techniques utilisées pour l’extraire sont coûteuses :

  • soit il est quasiment à la surface et dans ce cas il est ramassé à grands coups de pelleteuse dans des mines à ciel ouvert ;
  • soit il est trop profond et dans ce cas il faut le réchauffer en injectant de la vapeur d’eau dans le sol avec un premier forage horizontal. Puis, il faut pomper le pétrole avec un second forage juste en dessous.

Dans le premier cas, la main d’œuvre coûte cher, dans le second ce sont les forages et l’énergie nécessaires pour chauffer l’eau qui reviennent chers.

Par ailleurs, le pétrole extrait est de pauvre qualité car très lourd. Il nécessite d’être associé à du brut plus léger ou a passer dans des unités de transformation.

En 2019, le Canada avait produit 5,6 millions de barils par jour. Bien que les réserves soient importantes, la croissance de la production sera limitée par le capital à apporter pour développer de nouveaux gisements. Il faudra aussi investir dans de nouvelles infrastructures de transport du pétrole qui sont quasiment saturées au niveau de production actuels.

Le pétrole extra-lourd du Venezuela

Avec 300 milliards de barils, le Venezuela est le pays ayant les réserves de pétrole les plus importantes au monde et pourtant. Pourtant, le Venezuela ne produit quasiment plus de pétrole (moins de 1 million de barils par jour en 2019).

Les raisons sont politiques et économiques : depuis l’élection de Nicolas Maduro, le pays s’est enfoncé dans une crise généralisée. Les investissements étrangers nécessaires à l’exploitation du pétrole sont inexistants et les multinationales du pétrole ont quitté le pays.

Il y a aussi une raison géologique à la déconfiture du pétrole vénézuélien. Il est assez similaire à celui du Canada mais il est plus profond (à plusieurs centaines de mètres sous terre). C’est un pétrole très lourd, c’est pourquoi on le dit « extra-lourd » ou extra-heavy en anglais. Il est donc difficile à pomper et les taux de récupération sont faibles (avec un forage horizontal on ne récupère que 10% du pétrole enfoui). Le retour sur investissement est donc maigre. De plus, tout comme le pétrole de sable bitumineux canadien, l’ extra-heavy vénézuélien est de mauvaise qualité, il a donc moins de valeur qu’un brut conventionnel.

Que ce soit pour des raisons politiques ou géologiques, il est donc peu probable que la production vénézuélienne reparte très vite à la hausse.

Le pétrole arctique

Les réserves d’hydrocarbures liquides au-dessus du cercle polaire seraient de l’ordre de 130 miliards de barils . Géologiquement, le pétrole de la zone arctique est un pétrole conventionnel. Pour l’extraire, les défis sont autres :

  • les conditions climatiques rendent la production très compliquée : le pétrole peut geler dans les pipelines, les voies de circulation sont inexistantes, les infrastructures difficiles à construire et à entretenir et le personnel absent.
  • environ 80% des réserves sont offshore, ce qui complique encore plus la tâche, avec le risque de voir sa plateforme percutée par un iceberg.

Notons enfin que le pétrole arctique n’a pas bonne presse, à raison. Une marée noire dans cet écosystème déjà très fragilisé par le réchauffement climatique serait dévastatrice. En 2015, les ONG et l’opinion publique ont ainsi participé à l’échec d’un projet pétrolier mené par Shell, au nord de l’Alaska.

Dans cette zone les investissements sont colossaux et la croissance de la production sera très lente.

Les autres pétroles non conventionnels

Mentionnons quelques autres pétroles non conventionnels :

  • les pétroles synthétiques que l’on peut produire par transformation du charbon (charbon liquéfié) ou du gaz naturel (gaz liquéfié).
  • les schistes bitumineux, qui sont des roches que l’on trouve quasiment à la surface de la terre et qui chargées de kérogène, sorte d’hydrocarbure non mature. La production de pétrole à partir de schiste bitumineux est extrêmement coûteuse en énergie.
  • les agrocarburants, produits par transformation de l’huile ou du sucre de plantes cultivées à cet effet.

À quand le pic pétrolier ? À quand la fin du pétrole ?

Le pic de Hubbert

Plusieurs méthodes peuvent être envisagées pour prévoir la date du pic pétrolier. Le premier à avoir modélisé la fin du pétrole est le géophysicien américain Marion King Hubbert. En 1956, il prédit que la production de pétrole américain atteindra son maximum aux alentours de 1970. Son analyse repose sur les découvertes passées, dont l’évolution suit une courbe en cloche. Il fait l’hypothèse que la production suivra une courbe similaire.

Pic de Hubbert
Prévision du pic pétrolier américain réalisée par Hubbert en 1956.
Sources : BP, Finance Héros.

La prédiction de Hubbert s’est révélée exacte et la production de pétrole conventionnel américain a en effet atteint en maximum dans les années 1970 avant de décliner. Hubbert n’avait en revanche pas prédit le boom des pétroles de formation compacte à partir de 2010.

Un modèle dynamique

Afin d’éviter l’écueil de Hubbert, nous optons pour une modélisation dynamique qui reflète le cycle d’investissement et de production du pétrole. Dès lors que la demande n’est pas satisfaite, les investissements dans l’industrie augmentent, ce qui se traduit par une augmentation de la production des gisements qui ne sont pas encore en déclin. C’est ce qui s’est passé à la fin des années 2000 lorsque les prix du pétrole ont dépassé 100$ le baril. L’offre n’arrivait alors pas à suivre la demande. Les États-Unis ont alors massivement investi dans le pétrole de réservoir compact (pétrole de schiste).

Concernant la demande, nous supposerons qu’elle sera en légère croissance avant de se stabiliser à 105 mbj, selon le scénario central de l’IEA.

Le pic pétrolier

Le graphique ci-dessous donne la production de pétrole dans le passé et une projection de la production jusqu’en 2100.

pic-petrolier
Pic pétrolier. Sources : données historiques par BP, prévision par Finance Héros.

Cette projection fait apparaître un pic en 2025 suivi d’un « plateau ondulé » jusqu’en 2040. Plusieurs éléments méritent d’être mentionnés :

  • les réserves de pétrole des pays de l’OPEP sont les réserves officielles, lesquelles pourraient bien être surestimées.
  • après 2025, pour maintenir la production, ce scénario fait l’hypothèse d’un investissement massif des pays de l’OPEP pour augmenter leur capacité de production jusqu’à atteindre leur propre pic.
  • nous faisons aussi l’hypothèse d’un retour progressif du pétrole vénézuélien sur le marché à partir de cette même date et du développement du pétrole de gisement compact en dehors des États-Unis.

Ces hypothèses sont fortes et pourraient ne pas être réalisées. Si les investissements massifs nécessaires au maintien de la production après 2025 n’étaient pas réalisés, le déclin viendrait bien plus vite.

Dans ce scénario on observe aussi un regain de production en 2060, qui correspond au pic pétrolier du Venezuela. Passé cette date, c’est le pétrole synthétisé à partir des schistes bitumineux qui permet d’amortir le déclin. Il va sans dire que le développement de cette filière très consommatrice d’énergie serait extrêmement néfaste pour l’environnement et pourrait ne jamais voir le jour.

Quelles conséquences pour les prix ?

L’atteinte du pic pétrolier ne manquera pas d’avoir des conséquences sur le prix du pétrole. Nous l’avons vu, à partir de 2025 il faudra que les compagnies pétrolières du monde entier investissent massivement dans de nouveaux puits et de nouvelles plateformes pour extraire du pétrole à des endroits où il n’est pas extrait.

De nouvelles infrastructures seront nécessaires. Au Canada pour transporter le pétrole produit en plus grande quantité, au Venezuela des unités d’upgrading seront obligatoires pour transformer le pétrole lourd en un pétrole plus léger. Et si la Chine ou la Russie veut développer le pétrole de gisement compact (pétrole de schiste), ces pays devront investir dans des équipements de fracturation hydraulique. Tout cela ne pourra être fait sans un retour du prix du pétrole à 80$ environ.

Rappelons que le pétrole de schiste américain s’est développé parce que les prix du baril naviguaient autour de 100$ entre 2008 et 2014.

Lorsque les pétrole sera en déclin, le marché sera en sous-offre, ce qui permettra aux compagnies pétrolières de fixer le prix à des niveaux très élevés qui devraient dépasser les 100$ le baril.

Retrouvez notre article détaillé sur la  prévision des prix du pétrole à l’avenir.

Pic pétrolier : une opportunité d’investissement à saisir ?

Nous l’avons vu, la raréfaction du pétrole, les investissements croissants nécessaires au maintien de la production entraîneront une hausse des prix à moyen et long terme. Un retour des prix aux niveaux antérieurs à la crise sanitaire vous permettrez de réaliser une plus-value de l’ordre de 50%. Une hausse des prix jusqu’à 80$ le baril, prix nécessaire au développement de nouvelles filières de pétrole conventionnel offrirait une plus-value de l’ordre de 100%. Investir dans le pétrole pourrait donc bien être l’investissement de la décennie.

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Acheter du pétrole avec des ETF

Plusieurs instruments financiers vous permettent d’investi dans le pétrole. Le plus simple est d’acheter des ETF (Exchanged Traded Funds). Ce sont des fonds d’investissements cotés en bourse qui répliquent un indice boursier (le prix du pétrole en ce qui nous concerne). En achetant un ETF pétrole, vous achetez en quelque sorte du « pétrole papier ». Plusieurs courtiers en bourse proposent des ETF sur le pétrole. Nous vous recommandons DeGiro qui est la moins cher. Vous pouvez aussi en trouver chez Bourse Direct.

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Investir dans le pétrole avec un effet de levier

Le défaut des ETF est qu’il ne permet pas d’avoir un effet de levier. L’effet de levier consiste à investir au-delà de votre mise initiale. Cela vous permet donc de réaliser des gains supérieurs. Attention néanmoins, l’effet de levier multiplie aussi le risque de perte, il faut donc l’utiliser avec modération. Plusieurs instruments financier permettent d’avoir un effet de levier sur le pétrole :

  • les turbos, que vous pouvez trouver chez DeGiro et Bourse Direct ;
  • les CFD, que vous pouvez trouver chez eToro ou XTB (attention toutefois, les CFD sont très spéculatifs).