Le pétrole est l'énergie la plus indispensable de toutes, au sens où il couvre 97% des besoins en carburant (conséquence de l'utilisation des moteurs thermiques). Comme le pétrole est liquide, il est facile de le produire, de le transporter, de le stocker et de l'utiliser, contrairement au gaz, au charbon ou à l'électricité dont le stockage à long terme est impossible.
L'industrie pétrolière contient une partie "amont", regroupant les phases d'exploration et d'exploitation, et une partie "aval", regroupant le raffinage (production de GPL, d'essence, de kérosène, etc.) et la distribution.
La formation des hydrocarbures, donc du pétrole (le terme huile sera également employé pour parler du pétrole), prend des millions d'années. Les hydrocarbures résultent de la chute de déchets organiques dans les bassins sédimentaires. Ces déchets organiques s'enfouissent dans la roche appelée roche mère, parallèlement à une augmentation de température et de pression. Du pétrole et du gaz apparaissent. Conséquence de la pression élevée, les hydrocarbures quittent la roche mère et migrent vers la surface, jusqu'à ce qu'ils soient arrêtés par une roche imperméable. Ainsi, les hydrocarbures restent piégés dans une roche réservoir, poreuse et saline la plupart du temps, le plus souvent au niveau d'un anticlinal.
Figure 1 : Représentation d'un gisement de pétrole
Les chaînes carbonées les plus longues forment le pétrole, les plus courtes forment le gaz. Comme on peut le remarquer sur la figure 2, le gaz, par sa densité, se trouve au-dessus du pétrole (dont la densité varie généralement entre 0,8 et 0,9) et de l'eau salée. Cependant, la température et la pression élevées font que le point critique est atteint, c'est-à-dire que les différentes phases ne sont plus dissociables.
L'huile est dite sous-saturée lorsque peu de gaz est dissout dans l'huile ; elle est dite saturée dans le cas contraire. De même, le gaz est dit sec lorsqu'il y a une grande proportion de méthane (CH4) et humide lorsqu'il y a du liquide. Ce dernier type de gaz est condensé puis revendu.
On distingue trois types de gisements, eux-mêmes divisés en catégories en fonction de la profondeur. Il existe les gisements onshore (sous les terres), inshore (à l'intérieur des terres, comme les Fjords) et offshore (en mer).
La production journalière en offshore est de 25 millions de barils, soit un tiers de la production totale quotidienne (83 millions de barils). On distingue trois types d'offshore:
- l'offshore conventionnel (ou conventional offshore), d'une profondeur de 0 à 500m. L'exploitation de ce type de gisement est réalisée depuis 1900. Il existe environ 15000 plateformes à travers le monde aujourd'hui.
- l'offshore profond (ou deep offshore), d'une profondeur de 500 à 1500 m. L'exploitation est possible depuis 1980 environ. Une centaine de support est installée dans le monde.
- l'offshore ultra-profond (ou ultra-deep offshore), d'une profondeur d'eau de 1500 à 3000m. L'exploitation est possible depuis le début des années 2000 car elle fait intervenir une technologie de pointe. Quelques dizaines de supports existent dans le monde.
Le pétrole est classé selon sa densité ou son degré API (American Petroleum Institute). Nous parlons d'huile lourde pour les fortes densités et d'huile légère pour les faibles densités. Plus un pétrole est léger, plus l'exploitation du gisement est aisée.
Les réserves mondiales de pétrole sont estimées à 1200 milliards de barils. Néanmoins, les réserves sont séparées en trois catégories :
- 1P (prouvé) où la probabilité d'avoir du pétrole est de 90%
- 2P (prouvé, probable) où la probabilité d'avoir du pétrole est de 50%
- 3P (prouvé, probable, possible), où la probabilité est de 10%
Actuellement, seul un tiers du pétrole présent dans un gisement est remonté à la surface. Ce taux de récupération est obtenu, dans un premier temps, par la remontée naturelle du pétrole vers la surface (grâce à la pression du gisement), puis par injection d'eau ou de gaz à l'intérieur d'un gisement, de sorte à balayer le pétrole vers les puits producteurs et maintenir une certaine pression. Le gaz, avec sa faible viscosité entraîne moins de pétrole vers les puits producteurs. Par ailleurs, l'eau, plus visqueuse, entraîne plus de pétrole vers les puits producteurs mais alourdie le fluide dans la colonne permettant de récupérer le pétrole à la surface. Pour parer à ce problème, une injection de gaz, pour augmenter la pression, peut être réalisée : c'est le gaz lift. En outre, un système de pompage permet d'assister la remontée du pétrole, notamment le pétrole lourd. D'autres techniques, moins utilisées, sont connues, comme l'injection de polymères dans l'eau pour augmenter sa viscosité et donc augmenter le taux de balayage, ou encore l'injection de surfactant qui décolle le pétrole de la roche réservoir (joue sur la saturation résiduelle).
Figure 2 : Réserves mondiales de pétrole en 2005 (milliards de barils)
Dans un premier, pour acquérir des données sismiques, un camion vibreur envoie des ondes (ou de l'air comprimé s'il s'agit de localiser un gisement offshore) qui seront réfléchies et réceptionnées par des géophones ou hydrophones. Ensuite, l'interprétation est effectuée, entre autres, par des géophysiciens. Afin de vérifier la présence d'un gisement, des forages d'exploration sont effectués (prélèvement de carottes, par la suite analysées en laboratoire). Cette phase dure environ trois ans. La phase de production et de fermeture de l'exploitation dure entre 10 et 30 ans.
Une fois extrait de son gisement, le pétrole doit être raffiné afin de pouvoir être commercialisé et répondre aux besoins du marché. Compte tenu de son importance, il convient d'entrer plus avant dans les détails du raffinage, qui se déroule en quatre étapes : la distillation, la transformation, l'amélioration, le mélange.
Figure 3 : Processus de raffinage du pétrole brut
Source :Total Professeurs Associés (TPA)
La distillation, d'abord atmosphérique puis sous vide, permet de séparer le pétrole brut en plusieurs coupes, grâce aux températures d'ébullition différentes selon les composants pétroliers. En effet, l'augmentation progressive de la température provoque l'évaporation successive de produits, des plus légers (butane, propane, essence légère) aux plus lourds (essence lourde, fioul domestique), qui s'élèvent dans la colonne de distillation et qui sont récupérés séparément. Les constituants les plus lourds (bitumes, fioul lourd), sont extraits dans le fond de la colonne.
Une fois la séparation effectuée, différents procédés permettent de modifier la structure chimique des produits : c'est la phase de transformation.
Le craqueur catalytique (FCC) permet de casser les molécules lourdes pour obtenir des produits légers comme le gaz, l'essence ou le gazole.
Le viscoréducteur permet de réduire la production de fiouls lourds au profit de produits plus légers, plus demandés sur le marché.
Le réformeur catalytique (RR) permet d'obtenir de l'essence à haut indice d'octane (celui-ci peut être de 95 ou 98 par exemple).
L'alkylation, contrairement au rôle du craqueur catalytique, permet de former des molécules plus lourdes à partir de gaz pour obtenir de l'essence à haut indice d'octane.
L'isomérisation permet d'augmenter la capacité de production des carburants sans plomb.
Vient ensuite la phase d'amélioration qui consiste principalement à diminuer la quantité de soufre contenu dans le gazole et le fioul domestique afin de rendre ces produits commercialisable : c'est le rôle de l'hydrodésulfuration.
Figure 4 : Evolution de la teneur en soufre
Source : Union Française des Industries Pétrolières (UFIP)
Enfin, la phase de mélange permet de rendre les produits conformes aux spécifications techniques.
La volatilité des cours du pétrole est due, en partie, à :
- l'évolution structurelle de l'offre et de la demande (l'offre peine à répondre à la très forte croissance de la demande). Le sous-investissement dans l'industrie pétrolière durant les années 1980 et 1990, en conséquence du faible prix du pétrole, et les rares découvertes de gisements qui, de surcroît, sont plus difficile d'accès (deep/ultradeep offshore) sont responsables du manque de réactivité de l'offre vis-à-vis de la demande.
- la variation du dollar qui est la monnaie de référence du pétrole.
- les problèmes géopolitiques dans les zones de production (notamment au Moyen-Orient qui détient 60% des réserves mondiales de pétrole) et dans les pays de transit.
Figure 5 : Prix du Brent sur 10 ans (en dollars)
Source : Nasdaq, 2016
De nouveaux acteurs prennent place dans le commerce de l'énergie. Il y a trente ans, les principaux acteurs étaient les pays producteurs, les pays consommateurs et les compagnies pétrogazières internationales privées, appelées les majors. A ceux-là viennent s'ajouter les nouveaux pays consommateurs (les pays émergents essentiellement), qui veulent s'assurer, via les entreprises d'Etat, des parts de marché. Les compagnies pétrolières appartenant aux Etats producteurs s'octroient une grande part de la production de pétrole à la place des majors. Ce phénomène est amplifié par l'essor d'entreprises de services qui proposent expertises et technologies aux compagnies nationales.
De plus, les instruments financiers à terme (produits dérivés), souvent à finalité spéculative, ont connu un essor très important depuis le début des années 2000. Ces produits représentent une partie des causes de la volatilité des prix du pétrole et de la limitation de l'influence des pays de l'OPEP sur les cours du baril.
Les transactions pétrolières représentent jusqu'à 3 000 milliards de dollars par an, ce qui en fait le commerce le plus important en volume et en valeur.
Conséquence d'une offre trop importante par rapport à la demande, le prix du pétrole atteint un plus bas en 2016.
Dans l'entre-deux guerres, les compagnies pétrolières internationales, privées, dominaient le marché. Par la suite, les pays producteurs, puis les pays consommateurs, ont créé des institutions, dont les principales sont détaillées ci-dessous.
L'OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole) a été créée en 1960 par cinq Etats producteurs que sont l'Arabie Saoudite, l'Iran, l'Irak, le Koweït et le Venezuela pour reverser le rapport de force entre les compagnies internationales et les pays producteurs. Aujourd'hui, 75% des réserves mondiales de pétrole se trouvent sur le territoire des pays membres de l'OPEP, qui assurent 43% de la production mondiale. En 1982, les pays de l'OPEP ont décidé l'application de quotas de production qui, à cause de la volonté de certains pays à garder leur part de marché, ne sont pas toujours respectés.
L'AIE (Agence Internationale de l'Energie) a été créée en 1974 (après le choc pétrolier de 1973) à l'initiative des Etats-Unis, en réponse à l'OCDE. Le mandat de l'agence est d'assurer la sécurité de l'approvisionnement en pétrole en cas d'impossibilité temporaire d'importer suffisamment de pétrole. Pour cela, les Etats membres sont obligés de conserver un stock de pétrole équivalent à 90 jours des importations de l'année précédente. A partir des années 1990, l'AIE s'intéresse à d'autres sources énergétiques et à réduire la dépendance vis-à-vis du pétrole (notamment par augmentation de l'efficacité énergétique).
D'autres institutions existent comme le FIE (Forum International de l'Energie), créé en 1991 à l'initiative de la France et du Venezuela, et l'EITI (Extractive Industries Transparency Initiative), créée en 2003 à l'initiative de la Grande-Bretagne.
- Institut Français des Relations Internationales (IFRI)
- Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole (OPEP) : World Oil Outlook, 2009
- Union Française des Industries Pétrolières (UFIP) : Les carburants sans soufre, 2005
- Rapport du parlement français (Rapport d'information sur la deuxième analyse de la politique énergétique européenne de A. SCHNEIDER et P. TOURTELIER)
- Rapport public annuel de la Cour des Comptes, 2009
- Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) : 4è rapport du 1er groupe de travail, 2007
- International Energy Agency (IEA)
- Institut Français du Pétrole (IFP) : Géopolitique de l'énergie de Jean-Pierre Favennec (septembre 2009)