Il picco del petrolio (o " picco del petrolio " in inglese ) è il vertice della curva di estrazione mondiale del petrolio (misurato in milioni di barili al giorno), ovvero il punto in cui ha raggiunto il picco prima di conoscere successivamente un declino dovuto al progressivo esaurimento delle riserve petrolifere contenuto nel sottosuolo terrestre.
Il termine può essere utilizzato anche su scala più locale per riferirsi al picco di produzione di un giacimento o di un paese produttore, la cui curva di esercizio può anche tendere a seguire una forma a campana ( curva gaussiana ). Marion King Hubbert è stata la prima geologa nel 1956 a formalizzare una teoria del picco del petrolio concentrandosi sulla produzione americana ( picco di Hubbert ).
La stima di quando verrà raggiunto il picco mondiale del petrolio viene regolarmente aggiornata da organizzazioni di ricerca specializzate. I risultati variano a seconda dei dati presi in considerazione nel calcolo. Nonostante la diversità delle stime, la data del picco del petrolio viene regolarmente posticipata man mano che vengono scoperte nuove riserve e vengono sviluppati nuovi metodi di estrazione per estrarre risorse finora considerate inutilizzabili. L' Agenzia internazionale per l'energia (IEA) ha riferito nel 2010 che la produzione di petrolio convenzionale ha raggiunto il picco nel 2006 , ma la produzione totale ha continuato ad aumentare con il boom delle tecniche di petrolio di scisto negli Stati Uniti.
Nell'ottobre-novembre 2018 la produzione mondiale ha raggiunto un nuovo record e la prospettiva del picco del petrolio è stata posticipata dall'AIE al 2025, nell'ipotesi che il boom dello shale oil statunitense continuerà a compensare il declino del petrolio convenzionale fino a quella data. Durante l'estate del 2019 , tuttavia, la crescita della produzione di shale oil negli Stati Uniti ha subito un brusco rallentamento, forse sfidando questa previsione ottimistica. Le conseguenze della pandemia di Covid-19 sull'industria petrolifera, invece, introducono l'ipotesi di un picco superato nel 2019.
Marion King Hubbert è stata la prima geologa nel 1956 a formalizzare una teoria del picco del petrolio concentrandosi sulla produzione americana ( picco di Hubbert ).
Entro la fine del XX ° secolo, il picco di produzione era previsto nel medio termine: la relazione annuale 1998 della IEA e trova l'nei 2010s (ma questi rapporti sono tornato a previsioni più ottimistiche, anche se 'verso il basso da un anno il prossimo). Negli anni 2000 si è svolto un dibattito tra le istituzioni ufficiali e diversi professionisti del mondo del petrolio, fondatori di ASPO , che si sono affidati in particolare al lavoro di Hubbert per stimare una data per il declino della produzione mondiale di petrolio e cercare di allertare i politici e le autorità pubbliche all'imminente verificarsi del picco mondiale del petrolio. La maggior parte degli operatori del settore ha confutato il fenomeno sostenendo che i progressi tecnici in futuro consentirebbero un migliore recupero del petrolio dai giacimenti esistenti e lo sfruttamento di nuove fonti di idrocarburi come le sabbie bituminose o l'offshore profondo.
Ma la produzione e il consumo di petrolio sono aumentati notevolmente negli ultimi decenni. Dal 1997 al 2007, il consumo annuo di petrolio è aumentato del 12%, da 3480 a 3906 milioni di tonnellate (da 72,2 a 81,5 milioni di barili al giorno). L'impennata del prezzo del petrolio nel 2008, interrotta dalla crisi economica, ha contribuito a un'inversione di tendenza di una frazione significativa degli specialisti del settore petrolifero. La data precisa del picco, passato o futuro, è ancora dibattuta. L' Aramco , l'azienda mondiale, ha riconosciuto che la sua produzione è diminuita costantemente negli ultimi anni. Le dichiarazioni dei leader fanno eco a questi rapporti: si possono citare il re Abdullah d'Arabia e il commissario europeo per l'energia, Günther Oettinger . Soprattutto, il rapporto 2009 dell'Agenzia Internazionale per l'Energia (IEA) pone il picco del petrolio nel 2006: questa data in passato non è un consenso, ma il DoE (Department of Energy, US Department of Energy) ha fortemente avvicinato la sua stima a la data del picco: nel 2004 lo prevedeva tra il 2026 e il 2047 (2037 nell'ipotesi media). Nel 2009, uno dei suoi esperti ha mostrato un'alta probabilità che il picco si sarebbe verificato tra il 2011 e il 2015.
Tuttavia, il picco sembra essere sostituito da un "plateau ondulatorio": la produzione rimarrebbe stabile in un range compreso tra il 4 e il 5%, senza poter superare il massimo storico della produzione, per alcuni anni. Il dibattito si è quindi spostato sul momento in cui comincerà a prevalere la penuria di petrolio: cioè quando questa produzione bloccata al massimo sarà insufficiente a soddisfare la domanda mondiale. Diverse istituzioni e giornali stanno ora pubblicando rapporti sulle conseguenze potenzialmente catastrofiche della carenza di petrolio a buon mercato: l' esercito americano , l' esercito tedesco , Lloyd's e Chatham House pubblicano le loro preoccupazioni sulla vicinanza del picco (passato o futuro). il Wall Street Journal ha fatto eco a queste nuove considerazioni nel 2010.
Il picco del petrolio di un giacimento (es. giacimento del Mare del Nord) viene raggiunto quando la produzione di petrolio da esso estratto inizia a diminuire dopo aver raggiunto il suo livello massimo. Per estensione, il picco mondiale del petrolio sarà raggiunto quando la produzione mondiale di petrolio inizierà a diminuire.
I fautori della teoria dei picchi affermano i seguenti punti:
Alcuni professionisti del petrolio hanno una visione diversa di questi diversi punti. Sebbene il petrolio sia senza dubbio una risorsa limitata, il pianeta è lungi dall'essere stato completamente esplorato. Il petrolio non convenzionale da solo rappresenta risorse considerevoli; Il Venezuela ha per questo le prime riserve mondiali di petrolio , davanti all'Arabia Saudita e al Canada.
Jean-Marc Jancovici difende l'idea che il picco del petrolio non sia una teoria ma una realtà matematica, si basa per questo sulla seguente dimostrazione:
Ammette che, a seconda delle risorse, il picco può essere molto lontano nel tempo. Ma per quanto riguarda il petrolio, ritiene che dal 2005 si sia raggiunto un plateau e che la questione della data precisa del picco sia secondaria e non si deciderà prima di diversi anni dopo averlo superato. Inoltre, esclude dalle sue statistiche i gas di petrolio (butano e propano) che non possono avere gli stessi usi del petrolio liquido, sebbene siano presi in considerazione nei dati generalmente pubblicati. Infine, prevede un calo della produzione, poiché gli investimenti sono diminuiti a seguito del calo del prezzo del petrolio dalla fine del 2014.
Contrariamente al picco dell'offerta di cui sopra, le organizzazioni specializzate ( OPEC , EIA , IEA ) considerano nel 2010 che il mercato è caratterizzato da un picco della domanda, vale a dire che il consumo è in calo, prima che si verifichi una debolezza della produzione. Infatti, l'improvviso aumento del prezzo del barile osservato nel 2008 (147 USD/bbl), le preoccupazioni ambientali e il desiderio di alcuni consumatori di utilizzare auto meno consumanti (la Toyota Prius è stata l'auto più venduta in Giappone nel 2009) sono contribuendo a ridurre la domanda . L' intensità energetica , che misura la quantità di energia consumata per unità di PIL , sta diminuendo nel lungo periodo; Per quanto riguarda il solo petrolio, questo indice è diminuito del 2% annuo da circa dieci anni e la domanda di petrolio nei paesi europei è rimasta stagnante dagli anni '80.
Tony Hayward, presidente di BP , conferma questo approccio considerando che i paesi sviluppati hanno superato il picco della domanda di petrolio nel 2007.
Tredici anni dopo, in settembre 2020, il nuovo CEO di BP, Bernard Looney, presenta tre scenari che modellano il consumo di petrolio dal 2020 al 2050. Tutti questi scenari prevedono una diminuzione del consumo di idrocarburi. Non dovrebbe riprendersi dalla caduta causata dalla pandemia di Covid 19.
Non sembra certo che gli eventi seguano una curva regolare (salita, vetta, discesa). Diversi specialisti parlano di un plateau le cui irregolarità (successive riprese e recessioni) possono rendere difficile qualsiasi valutazione e quindi qualsiasi datazione precisa di un "picco".
Il petrolio convenzionale convenzionale (il più facile da estrarre) potrebbe aver raggiunto il picco nel 2005. Il deficit è stato colmato da petrolio più costoso da estrarre, principalmente da depositi di acque profonde e dallo sviluppo delle sabbie bituminose canadesi. Gli oli non convenzionali, che includono sabbie bituminose e petrolio pesante, petrolio per acque profonde, petrolio polare e liquidi a base di gas naturale, sono più difficili da valutare, ma il picco di "tutte le categorie" avrebbe potuto essere raggiunto nel 2008.
La durata del ciclo di vita di un dato giacimento petrolifero varia ampiamente. In tutti i casi, si sviluppa su diversi decenni dall'anno della prima scoperta.
La produzione di un nuovo giacimento petrolifero avviene dopo un intervallo di tempo compreso tra pochi anni e qualche decennio dalla sua scoperta. Questo periodo può essere particolarmente lungo se il suo sfruttamento richiede lo sviluppo di nuove tecniche, come nel caso del petrolio proveniente dall'offshore profondo. Oggi questo ritardo è legato anche alla necessità di realizzare infrastrutture pesanti e costose perché i giacimenti recentemente scoperti si trovano spesso in zone di difficile accesso (offshore profondo, Siberia, ecc.), e richiedono enormi installazioni per estrarli. ( piattaforme offshore, installazioni speciali per sabbie bituminose, ecc.) e per renderle commerciabili (raffinerie specializzate per oli pesanti, impianti di lavorazione per sabbie bituminose, ecc.).
La produzione petrolifera di un giacimento, si sviluppa generalmente su più decenni: i primi pozzi dei giacimenti del Mare del Nord sono entrati in produzione nel 1970 e l'ultima goccia di petrolio dovrebbe essere estratta intorno al 2050. Il volume di petrolio prodotto nel tempo può essere rappresentato da una curva a campana. Tra l'inizio e la fine della produzione, la produzione attraversa un massimo che corrisponde all'incirca a quando è stata estratta la metà dell'olio. La fase di declino è molto più lunga del tempo che intercorre tra il deposito in produzione e il suo picco.
All'inizio della produzione, l'olio sgorga spontaneamente dal pozzo (tecnica cosiddetta di recupero primario utilizzata per circa il 40% della produzione). In una seconda fase è necessario forzare la fuoriuscita dell'olio introducendo acqua o gas (tecnica di recupero secondario utilizzata per meno del 60% della produzione) che richiede un dispendio energetico crescente. Come ultima risorsa possono essere utilizzate in alcuni casi tecniche anche più costose come l'iniezione di vapore caldo per aumentare la fluidità dell'olio (tecnica di recupero terziario utilizzata per meno del 2% della produzione). La produzione viene interrotta quando l'energia necessaria per estrarre un litro di petrolio supera quella contenuta in questo stesso litro, tenendo conto di altri costi operativi (manutenzione, costi umani, trasporto). Durante la fase di declino, la produzione diminuisce ad un ritmo che dipende dalla geologia del deposito e dai metodi di estrazione utilizzati: la media è del 4% (cioè 25 anni per esaurire il deposito dopo il suo picco) ma il declino osservato sembra molto più veloce su giacimenti di recente sfruttamento a causa delle tecniche utilizzate. Quando la produzione viene interrotta, dal 15 al 99% di petrolio (in media il 65%) può rimanere nel campo, non recuperato.
Si può tentare di accelerare il recupero del petrolio con tecniche costose come la perforazione orizzontale, ma queste sembrano ridurre il tasso di recupero.
Giacimento petrolifero | Scoperta | Produzione | Picco | Fine della produzione stimata |
---|---|---|---|---|
mare del Nord | 1960 | 1971 | 1999 | intorno al 2050? |
Cantarell (Messico) | 1977 | 1979 | 2003 | 2020? |
Texas orientale | 1930 | 1930 | 1993 | intorno al 2010? |
Il tasso di recupero di un giacimento, ovvero il rapporto tra l'olio contenuto nel giacimento e ciò che può essere effettivamente estratto in condizioni economiche sostenibili, dipende sia dalla configurazione geologica del giacimento, sia dalle tecniche di recupero impiegate. Una delle spiegazioni fornite dagli "ottimisti" sul buon andamento delle riserve nonostante la debolezza delle scoperte degli ultimi decenni è che l'evoluzione della tecnologia ha permesso di migliorare costantemente il tasso di recupero. Tale tasso sarebbe quindi sceso in una cinquantina d'anni dal 20% al 35%. I "pessimisti" indicano che le tecniche che dimostrano il loro valore esistevano già da molto tempo e che il miglioramento delle tecniche di recupero non ha fatto che aumentare il tasso di recupero in modo marginale e su un numero limitato di depositi.
La produzione di petrolio convenzionale richiede energia durante gran parte del ciclo di vita della gestione di un campo. Quando raggiunge la fine della sua vita, l'energia necessaria per estrarre un litro di petrolio finisce per superare quella contenuta in questo stesso litro: il rapporto tra l'energia restituita e l'energia investita è inferiore a 1. Questo rapporto è il tasso di rendimento energetico (TRE, in inglese EROEI o EROI per " energia restituita su energia investita "). Il giacimento quindi non è più una fonte ma un pozzo energetico e il suo sfruttamento per petrolio-energia non è più redditizio (d'altra parte può esserlo in caso di grave penuria del prodotto-materia prima se il prezzo dei prodotti derivati sta crescendo fortemente).
Il petrolio non convenzionale richiede molta energia: per poterlo estrarre (petrolio pesante), fabbricare ( etanolo , petrolio ottenuto dal gas o dal carbone ), per renderlo utilizzabile (scisti bituminosi, oli pesanti). Il valore del coefficiente EROEI gioca un ruolo fondamentale nel determinare se lo sfruttamento del giacimento è economicamente sostenibile. Questo coefficiente è in particolare al centro dei dibattiti sull'etanolo prodotto dal mais perché il suo valore è stabilito, a seconda delle fonti scientifiche, tra 1,3 e 0,7 (energy sink).
Le proiezioni statistiche sulla produzione di petrolio non convenzionale dovrebbero fornire volumi di produzione netta di energia consumata nella misura in cui quest'ultima proviene da risorse non rinnovabili (gas naturale per le sabbie bituminose del Canada).
Il calcolo dell'ERR si basa sulla stima della quantità di energia primaria necessaria per estrarre la fonte energetica valutata. Non c'è consenso sul metodo di calcolo dell'ERR, per cui vengono proposte più stime per la stessa energia.
La tabella seguente, elaborata da una tabella pubblicata da ASPO Italia nel 2005 e integrata da stime di Cutler J. Cleveland (in) lo stesso anno, offre una raccolta delle stime ERR delle principali fonti di energia a questa data o prima:
ERR di alcune fonti energeticheFonti di energia | TRE Cleveland | TRE Elliott | TRE Hore-Lacy | |
Combustibili fossili | ||||
Petrolio - Fino al 1940 - Fino al 1970 - 2005 ("Oggi") |
> 100 23 8 |
50 - 100 |
||
Carbone - Fino al 1950 - Fino al 1970 |
80 30 |
2 - 7 |
7 - 17 |
|
Gas naturale | 1 - 5 | 5 - 6 | ||
Scisti bituminosi (nel 1984) | 0,7 - 13,3 | |||
Energia nucleare | 5 - 100 | 5 - 100 | 10 - 60 | |
Energie rinnovabili | ||||
biomassa | 3 - 5 | 5 - 27 | ||
Energia idroelettrica | 11.2 | 50 - 250 | 50 - 200 | |
Energia eolica | 5 - 80 | 20 | ||
Energia solare - Energia solare termica - Fotovoltaico convenzionale - Fotovoltaico a film sottile |
4.2 1.7 - 10 |
3 - 9 |
4 - 9 |
|
Etanolo - Canna da zucchero - Mais - Residuo di mais |
0,8 - 1,7 1,3 0,7 - 1,8 |
|||
Metanolo (legno) | 2.6 |
Ogni deposito dà un olio la cui composizione è diversa. I due criteri principali che ne determinano il valore economico sono la proporzione di carbonio e il contenuto di zolfo . Gli oli più diffusi sono gli oli leggeri (a basso contenuto di carbonio) contenenti poco zolfo perché possono essere convertiti a basso costo in prodotti di alto valore (carburanti di buona qualità). All'estremo opposto, l'olio extra pesante è difficile da estrarre e trasportare (bassa fluidità) e la proporzione troppo bassa di idrogeno richiede trattamenti costosi e strutture industriali adeguate per essere utilizzabile. La condensa è un olio particolarmente leggero, allo stato di gas in giacimento, e che si condensa (da cui il nome) allo stato liquido una volta consumato a pressione ambiente. Per sua natura è costituito da componenti di maggior pregio, spesso utilizzati nella petrolchimica. Quando è in piccole quantità, lo usiamo solo per diluire gli oli più pesanti.
Negli ultimi anni la quota degli oli più ricercati è diminuita rispetto agli oli atipici pesanti ed extra pesanti (sabbie bituminose) e ai condensati. L'immissione sul mercato di questi oli è legata al calo delle risorse petrolifere di qualità (i giacimenti dell'Arabia Saudita messi in produzione nel 2008 forniscono principalmente petrolio pesante o contenente una quota significativa di zolfo).
Alcuni idrocarburi sono disponibili in natura in grandi quantità in una forma non direttamente utilizzabile: si tratta di scisti bituminosi (un petrolio che non ha completato la sua genesi) e di idrati di metano (detti anche clatrati ) che sono risorse tra cui il metano intrappolato nel ghiaccio d'acqua. La produzione di idrocarburi utilizzabili da queste risorse non ha raggiunto oggi lo stadio industriale, ma alcune previsioni li includono nelle riserve o nella produzione futura.
Accanto a questi oli naturali, ci sono oli sintetici ricavati da biomasse (mais, canna da zucchero, ecc.), carbone o gas grazie a processi industriali che richiedono molta energia e generalmente molto inquinanti. Gli idrocarburi così prodotti rappresentano una piccola parte della produzione mondiale.
Tutte queste risorse, se valutate insieme, sono indicate nelle statistiche come "tutti i liquidi".
La stima della data di picco del petrolio si basa sulla conoscenza delle riserve petrolifere individuate nel sottosuolo e accessibili. Tuttavia, il volume di queste riserve dichiarate dai paesi produttori e dalle compagnie petrolifere internazionali è rimasto fino agli ultimi anni a un volume che rappresenta circa 40 anni di produzione annua: questo sviluppo, che sembra contraddire la scarsità di scoperte, è utilizzato dagli "ottimisti" che sottolineare che l'evoluzione delle tecniche consentirà di compensare l'esaurimento dei giacimenti e di posticipare regolarmente la scadenza del picco del petrolio.
Anno | Riserve di petrolio (R) miliardi di barili |
Produzione (P) Miliardi di barili |
Numero di anni di produzione (R/P) |
---|---|---|---|
1987 | 910.2 | 22 | 41 |
1997 | 1069.3 | 26 | 41 |
2007 | 1237.9 | 30 | 41 |
Se la stima del numero di anni di produzione attuale tiene conto della prevista accelerazione del consumo mondiale, nonostante le riserve stimate in 1.258 miliardi di barili nel 2008, si scende quindi a 35 anni, o anche meno.
Secondo il geologo D. Laherrère, questa rappresentazione dell'evoluzione delle riserve è falsa perché il volume dichiarato delle riserve non è generalmente un riflesso della realtà geologica ma risponde prima di tutto a considerazioni finanziarie, normative e politiche; Queste hanno portato alla scoperta dei giacimenti principali, diversi decenni fa, a sottostimare le potenzialità dei depositi e oggi, in un contesto diverso, si preferiscono piuttosto le dichiarazioni sopravvalutate contando su tassi irrealistici recuperi da vecchi depositi e volumi eccessivamente ingenti da scoperte. I circoli petroliferi hanno standardizzato solo di recente i metodi di valutazione delle riserve contenute nei giacimenti. Alcuni produttori mantengono deliberatamente confusione sulla natura dell'olio contenuto nelle loro riserve. A seconda dei casi, questi integrano o meno petrolio non convenzionale mentre il suo recupero presuppone progressi tecnici incerti ad oggi con un bilancio energetico che può essere nullo o negativo.
Questi vari problemi portano a stime ampiamente divergenti delle riserve rimanenti. Se gli specialisti concordano sul petrolio già estratto (circa 1 000 miliardi di barili), la stima del petrolio convenzionale effettuata da tre fornitori di informazioni sull'olio citati da D. Laherrère oscillava a fine 2006 tra 1 144 e 1 317 miliardi di barili.
A seguito del suo nuovo rapporto nel 2009, l' IEA stima, per voce del suo capo economista D Dr. Fatih Birol quotidiano The Independent, che le riserve di petrolio vengono svuotate a una velocità significativamente maggiore rispetto alle precedenti aspettative. Secondo l'AIE, questa è la prima volta che viene condotto uno studio così ampio, preciso e dettagliato, poiché i rapporti precedenti erano basati solo su ipotesi. Questi dati sono inclusi nel World Energy Outlook 2009 , che sarà pubblicato il 10 novembre 2009. L'Agenzia Internazionale per l'Energia riconosce quindi di aver nettamente sottovalutato il calo della produzione da giacimenti petroliferi: è rivisto al 6,7% annuo nel 2009 , invece del 3,7% del 2008. Contesta le sovrastime delle riserve nei paesi produttori; tre quarti dei siti di estrazione del petrolio hanno già superato la loro capacità massima. Quindi, invece di vent'anni di riserve sufficienti, la domanda globale avrebbe solo dieci anni di offerta adeguata.
La stima delle riserve disponibili di un giacimento viene fatta inizialmente al momento della sua scoperta: si tratta inizialmente di una stima di geologi e ingegneri. Queste riserve sono le riserve “iniziali”, quelle su cui ci basiamo per calcolare il prezzo di vendita del deposito, l'investimento necessario per il suo sfruttamento, il valore di una società. Questo primo tipo di stima è del tutto inattendibile, non per il progresso della scienza, ma per la posta in gioco finanziaria: così, nel 1988 , quando fu scoperto il giacimento petrolifero di Cusiana in Colombia , la società americana Triton (oggi Amerada Hess) ne stimò la potenziale a 3 miliardi di barili, un importo significativo che ha aumentato il prezzo delle sue azioni. Ma Bp ha fatto una nuova stima del giacimento dopo aver iniziato ad estrarre il greggio a Cusiana: 1,5 miliardi di barili. Gli esperti di ASPO ritengono che questo deposito non superi gli 800 milioni di barili.
Partendo dai dati forniti dai geologi che con mezzi diversi hanno effettuato la misurazione del deposito, estrapoliamo i diversi valori che caratterizzano le riserve:
Durante il ciclo di vita del deposito, questi vari valori vengono aggiornati regolarmente: le riserve probabili diventano riserve accertate, le informazioni ottenute nel contesto dello sfruttamento o dell'esplorazione aggiuntiva danno luogo a revisioni al rialzo o al ribasso, diminuzione di questi diversi valori, ecc. .
Così, per l' Algeria , abbiamo 1P pari a 1,7 miliardi di tonnellate, 2P stimato a 6,9 miliardi di tonnellate e 3P stimato a 16,3 miliardi di tonnellate (dati pubblicati dallo United States Geology Survey , tra cui la missione è quella di informare il Dipartimento dell'Interno del Stati Uniti). Queste probabilità di scoperta vengono utilizzate per giudicare la base finanziaria di un paese; ma sia i governi che le banche in genere utilizzano una mediana di tutti e tre, o 7,7 miliardi di barili, che ha meno di una possibilità su due di essere scoperta alla fine.
I paesi produttori o le compagnie petrolifere internazionali generalmente riportano solo una parte delle informazioni che hanno sulle loro riserve:
Il volume delle riserve è diventato un argomento estremamente delicato per i paesi produttori di petrolio: una legge approvata nel 2002 dalla Duma russa punisce chiunque abbia divulgato informazioni sulle riserve di gas e petrolio russe con una pena fino a sette anni di reclusione. Le quote dei paesi OPEC dipendono dal volume delle riserve, che ha avuto un impatto decisivo sulle loro dichiarazioni. La capacità di indebitamento dei paesi che vivono principalmente di petrolio è condizionata dal volume di petrolio rimasto nel sottosuolo. Gli unici paesi che consentono ad esperti indipendenti di verificare i dati della riserva sono, nel 2008, Norvegia, Gran Bretagna e Stati Uniti. La manipolazione delle cifre è un esercizio tanto più facile in quanto le riserve sono ormai detenute per oltre l'80% da società nazionali.
I paesi produttori dell'OPEC decisero nel 1985 di limitare volontariamente la loro produzione totale per sostenere il prezzo del petrolio: ogni membro dell'OPEC aveva ora il diritto di produrre una percentuale di questa produzione proporzionale al volume delle sue riserve. Tale provvedimento ha innescato rivalutazioni al rialzo delle riserve di alcuni produttori, al fine di ottenere maggiori diritti di produzione. La variazione delle riserve dichiarate consentì anche ad alcuni di questi produttori dell'epoca di ottenere prestiti bancari più elevati e tassi migliori. È quest'ultimo motivo che spiega l'aumento nel 1983 delle riserve stimate dell'Iraq , allora in guerra contro l' Iran .
La tabella delle stime sospette, dettagliata nell'articolo Riserva petrolifera , è riassunta nella seguente tabella:
Dichiarazioni di riserve con aumenti sospetti (in miliardi di barili) secondo Colin Campbell, SunWorld, 1980-1995 | |||||||
Anno | Abu Dhabi | Dubai | Iran | Iraq | Kuwait | Arabia Saudita | Venezuela |
1980 | 28.00 | 1.40 | 58.00 | 31.00 | 65.40 | 163.35 | 17.87 |
diciannove ottantuno | 29.00 | 1.40 | 57.50 | 30,00 | 65.90 | 165,00 | 17.95 |
1982 | 30.60 | 1.27 | 57.00 | 29.70 | 64.48 | 164.60 | 20.30 |
1983 | 30.51 | 1.44 | 55.31 | 41.00 | 64.23 | 162.40 | 21.50 |
1984 | 30.40 | 1.44 | 51.00 | 43.00 | 63.90 | 166.00 | 24.85 |
1985 | 30.50 | 1.44 | 48.50 | 44.50 | 90,00 | 169.00 | 25.85 |
1986 | 31.00 | 1.40 | 47.88 | 44.11 | 89.77 | 168.80 | 25.59 |
1987 | 31.00 | 1.35 | 48.80 | 47.10 | 91.92 | 166.57 | 25.00 |
1988 | 92.21 | 4.00 | 92.85 | 100.00 | 91.92 | 166.98 | 56.30 |
1989 | 92.20 | 4.00 | 92.85 | 100.00 | 91.92 | 169,97 | 58.08 |
1990 | 92.20 | 4.00 | 93.00 | 100.00 | 95,00 | 258.00 | 59.00 |
1991 | 92.20 | 4.00 | 93.00 | 100.00 | 94.00 | 258.00 | 59.00 |
1992 | 92.20 | 4.00 | 93.00 | 100.00 | 94.00 | 258.00 | 62.70 |
2004 | 92.20 | 4.00 | 132.00 | 115,00 | 99.00 | 259.00 | 78.00 |
Le riserve totali dichiarate dai Paesi Opec sono 701 miliardi di barili, di cui 317,54 sembrano dubbi ad alcuni osservatori.
Altri fatti richiedono un'estrema vigilanza sui dati ufficiali delle riserve dei paesi dell'OPEC:
Il petrolio non convenzionale non è ufficialmente incluso nelle riserve ad eccezione delle sabbie bituminose canadesi che ora sono contate in alcune statistiche intorno ai 170 miliardi di barili (che rappresentano tra il 10 e il 20% delle riserve totali a seconda del valore) trattenute per quest'ultimo).
Per i player più ottimisti, che puntano su un approccio essenzialmente economico, l'aumento del prezzo del petrolio consentirà progressivamente di integrare nelle riserve il petrolio non convenzionale, fino ad allora troppo costoso da produrre. L'EIA ha quindi stimato nel 2005 che quasi 3.000 miliardi di barili (scisti bituminosi + sabbie bituminose + recupero terziario) si sarebbero aggiunti alle riserve nei decenni a venire (vedi diagramma).
Le nuove scoperte del cosiddetto petrolio convenzionale stanno rapidamente divenendo scarse e questo dal 1960; quindi, il petrolio sfruttato negli anni 2000 proviene principalmente da giacimenti che hanno circa cinquant'anni. Agli inizi del XXI ° secolo, i campi petroliferi scoperti si trovano di solito nelle zone più remote e sono dimensionati più piccoli; il petrolio fornito da questi giacimenti è costoso da produrre. Data la scarsità di scoperte, molte speranze sono riposte in fonti, che fino ad ora non erano state mantenute perché molto più costose e che sono raggruppate sotto il nome di olio non convenzionale: sotto questo nome si tratta di oli ultrapesanti che richiedono lavorazioni complesse, olio sintetico prodotto da biomassa, gas o carbone, nonché scisti bituminosi. La produzione di petrolio non convenzionale rappresenta oggi una quota molto ridotta della produzione totale (meno del 4%) e le previsioni più ottimistiche collocano la sua quota a lungo termine (2030) tra il 10 e il 20%.
L' olio convenzionale (di cui il 95% finora sfruttato) è definito “olio che può essere prodotto in condizioni economiche e tecniche soddisfacenti”. Tradizionalmente, questa definizione piuttosto vaga include gli oli estratti da terre emerse (esclusi gli oli atipici ( condensati , sabbie bituminose, ecc.) e il recupero terziario da giacimenti petroliferi convenzionali, ecc.) e gli oli estratti da piattaforme offshore (offshore) quando la profondità è meno di 500 metri. Grazie al progresso tecnico che ha reso la loro produzione economicamente redditizia, ora includiamo anche il petrolio proveniente dall'offshore profondo e quello delle regioni artiche.
Le scoperte di giacimenti petroliferi convenzionali hanno raggiunto un picco negli anni Sessanta: da quella data il volume di petrolio scoperto ogni anno è, mediamente livellato, in diminuzione. È sceso al di sotto di quello della produzione annuale all'inizio degli anni 80. Negli ultimi anni abbiamo scoperto solo un barile di petrolio convenzionale ogni tre consumati.
Olio "sovvenzionato"Questo termine, utilizzato dal geologo Alain Perrodon, comprende olio la cui produzione è diventata economicamente redditizia negli ultimi anni:
La complessità tecnica dell'estrazione del petrolio sovvenzionato richiede enormi risorse finanziarie e tecniche. L'entrata in produzione di alcuni di questi giacimenti potrebbe essere più tardi del previsto e quindi non garantire il parziale recupero del petrolio convenzionale prima del picco mondiale del petrolio. Anche la redditività di questi giacimenti può essere messa in discussione: un economista ha affermato che la redditività della produzione del grande giacimento scoperto dal Brasile nel 2008 richiedeva petrolio di almeno 240 dollari al barile.
L' olio non convenzionale raccoglie tutti gli oli che non sono prodotti dalle tecniche di perforazione convenzionali. Per essere fattibile, la produzione di petrolio non convenzionale deve affrontare diversi vincoli: costo, bilancio energetico negativo, danno ecologico, utilizzo di risorse critiche (cereali). Questo tipo di olio rappresenta una quota crescente della produzione petrolifera (attualmente intorno al 10%) ed è destinato a sostituire l'olio convenzionale negli anni a venire. Tuttavia, alcuni esperti ritengono che le quantità di olio non convenzionale prodotto saranno sempre secondarie, perché la produzione di questo olio rimarrà sempre molto costosa, lenta (perché richiede molto capitale) e consuma molta energia come input. L'estrazione e la lavorazione aumenteranno notevolmente la CO 2 prodotto dalle attività umane.
PREVISIONI a fine 2007 dell'Agenzia per l'Energia degli Stati Uniti (EIA) | |||||||
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Fonte di petrolio |
Produzione di petrolio non convenzionale nello scenario di prezzo elevato del petrolio esclusi condensati e recupero terziario ( valori in milioni di barili al giorno ) |
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2006 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 | Commenti | |
Sabbie bituminose | 1.2 | 2 | 4.1 | 6.1 | 7.5 | 8.7 | Canada |
biomassa | 0.6 | 1.3 | 2.1 | 3 | 3.7 | 4.2 | Nel 2030 Brasile 1,5 Mb. (canna da zucchero) Stati Uniti 1.2 Mb. (mais) |
Petrolio sintetizzato dal carbone | 0.1 | 0.2 | 0,4 | 0.8 | 1.5 | 2.7 | Nel 2030 Stati Uniti 1,2 Mb., Sudafrica 0,7 Mb., Cina 0,5 Mb. |
Olio extra pesante | 0.6 | 0.9 | 1.2 | 1.6 | 1.9 | 2.3 | Venezuela |
Olio sintetizzato dal gas | 0 | 0.1 | 0,4 | 0.6 | 0,7 | 0,7 | Nel 2030 Qatar 0,4 Mb., Sudafrica 0,1 Mb. |
Scisti bituminosi | 0 | 0 | 0 | 0 | 0.1 | 0.2 | |
Produzione totale di petrolio | 84.2 | 88,7 | 89,7 | 91,7 | 95.2 | 99,3 | |
% della produzione totale | 3% | 4,2% | 9,4% | 13,4% | 16,4% | 19% |
L'olio extra pesante è l'olio che è stato scomposto dai batteri ed è costituito da molecole di idrocarburi molto pesanti in cui predomina il carbonio . Molto viscoso, la sua estrazione è difficile e costosa in energia. La sua trasformazione in sottoprodotti utilizzabili (combustibili, ecc.) richiede l'implementazione di processi industriali anche costosi e energivori. Giacimenti petroliferi extra pesanti si trovano in tutto il pianeta con volumi considerevoli. I giacimenti più importanti si trovano in Venezuela e Canada. La produzione nel 2007 è stata di circa 1,5 milioni di barili al giorno (meno del 2% della produzione mondiale di petrolio).
Le sabbie bituminose del CanadaIl più grande sito di sabbie bituminose si trova in Canada ( sulle rive del Lago Athabasca in Alberta ). Il petrolio in questi giacimenti è sotto forma di bitume , che può essere trasformato in combustibile. Le riserve sono stimate sulla base di ipotesi piuttosto prudenti a 180 miliardi di barili (oltre il 15% delle riserve mondiali di petrolio).
La produzione del giacimento dell'Alberta è in forte espansione e ha raggiunto 1 milione di barili al giorno nel 2007. La produzione target è di 2 milioni di barili al giorno nel 2010 e di 4 milioni nel 2020. Ma il processo richiede una grande quantità di gas, circa 30 m 3 per barile prodotto . Per raggiungere gli obiettivi del 2020 sarebbe necessario utilizzare tutta l'attuale produzione di gas canadese (a scapito dei consumi industriali e domestici) mentre i giacimenti canadesi sono ormai in declino e le riserve si esauriranno entro 8 anni. Si prevede di portare gas dall'Alaska ma ci sono problemi di costo (costruzione del gasdotto) e il giacimento di gas che verrebbe utilizzato consentirebbe solo il trattamento di 3 milioni di barili al giorno. Ci sono anche piani per costruire una dozzina di centrali nucleari per sopperire alla carenza di gas, ma una volta presa la decisione ci vorrà almeno un decennio prima che queste centrali diventino operative.
Olio extra pesante dal VenezuelaIl secondo grande giacimento di olio extra pesante si trova nel bacino dell'Orinoco . Il petrolio sfruttato in Venezuela è meno denso di quello canadese. Nel 2005 sono stati prodotti circa 0,5 milioni di barili al giorno. Ma la situazione del Paese sta rallentando lo sfruttamento di questi giacimenti che richiedono molti capitali e capacità tecniche (raffinazione, ecc.) disponibili principalmente in Nord America.
Prenotazioni e prospettiveSecondo Pierre-René Bauquis, sulla base dell'ipotesi che i problemi di energia necessaria per l'ingresso e l'emissione di CO 2risolti (uso dell'energia nucleare, ecc.), le riserve sfruttabili per questi due paesi sarebbero di circa 600 miliardi di barili distribuiti equamente tra questi due paesi. Sempre secondo lo stesso autore, la produzione totale di petrolio da questo tipo di giacimento potrebbe raggiungere i sei milioni di barili al giorno nel 2020 (8% della produzione attuale) e i dieci milioni di barili al giorno nel 2050 con il ramp-up. nuovi produttori come Russia e Cina.
Scisti bituminosiGli scisti bituminosi contengono kerogen , precursore del petrolio che non ha completato il ciclo che trasforma la materia organica in petrolio. Il cherogeno può essere convertito in petrolio mediante pirolisi . Ma i tentativi di sfruttare queste riserve, che risalgono a più di un secolo fa, rimangono oggi allo stato di esperimenti pilota. L'unico utilizzo su scala industriale è l'utilizzo come combustibile nelle centrali termoelettriche (70% della produzione mondiale in Estonia ).
Il rapido sviluppo dello sfruttamento dell'olio di scisto negli Stati Uniti nel corso degli anni 2010, grazie alla tecnica della fratturazione idraulica, ha portato questo paese al rango di primo produttore mondiale di petrolio.
Processi di estrazione ancora sperimentaliI processi di estrazione e trasformazione del petrolio sperimentati oggi si confrontano con problematiche di EOREI (energia utilizzata/energia recuperata), inquinamento e uso intensivo delle risorse idriche. Il processo più noto, implementato dalla società Shell in Colorado, offre una buona panoramica.
Si tratta di un processo in situ , vale a dire che gli scisti bituminosi vengono trasformati in petrolio nel giacimento senza essere estratti, il che consente di recuperare una quota maggiore delle riserve in essere. Iniziamo isolando il giacimento dalla falda circostante circondandolo con un muro di ghiaccio creato perforando sulla circonferenza del giacimento pozzi profondi di 610 metri ogni 2 metri in cui viene fatto circolare un refrigerante che fa scendere l'acqua. il sottosuolo a -50 °C . Nel perimetro così circoscritto, vengono perforati ogni 12 metri pozzi nei quali sono inseriti impianti di riscaldamento che portano la temperatura dello scisto a 340 °C : questo poi si trasforma lentamente in petrolio e gas. Questo riscaldamento deve essere mantenuto per circa 4 anni. Alla fine di questo periodo il petrolio e il gas vengono pompati. Secondo Shell il processo ha un EOREI compreso tra 3 e 4.
Prenotazioni e prospettiveLe riserve globali di scisto bituminoso sono stimate a 2.600 miliardi di barili di petrolio potenzialmente sfruttabile (il doppio delle riserve di petrolio convenzionale), metà dei quali negli Stati Uniti.
Secondo PR Bauquis (nel 2008), la produzione di petrolio da scisti bituminosi non sarà in grado di fornire volumi significativi fino a dopo il 2020 con una produzione di 5 milioni di barili nel 2050 ricorrendo probabilmente al nucleare e se le questioni ambientali dei mutui potessero essere sollevato.
Oli sintetici AgrocombustibiliI biocarburanti come il biodiesel e il bioetanolo prodotti da biomasse (rifiuti, cereali). Si parla anche di biocarburanti , compresi i combustibili da produzioni viventi. Nel 2007, 22 milioni di tonnellate di biodiesel e bioetanolo sono stati prodotti principalmente dagli Stati Uniti (12 Mt) e dal Brasile (11 Mt). L'improvvisa accelerazione della produzione di agrocarburanti negli Stati Uniti dal mais ha contribuito ad aumentare il prezzo mondiale dei cereali e ha dimostrato che il contributo di questo settore comporta rischi per la produzione alimentare mondiale e l'accesso al cibo per le persone più povere (in Brasile, etanolo la produzione utilizza residui di canna da zucchero e non è in concorrenza con la filiera alimentare). Inoltre, la produzione di massa di agrocombustibili è accusata di contribuire all'accentuazione della distruzione delle foreste tropicali, di minare la biodiversità nonché la qualità dei suoli e dell'acqua a causa della monocoltura intensiva e dell'uso del suolo.'uso di input agrochimici.
Lavorazione del carbone e del gas naturaleIl carbone e il gas naturale possono essere convertiti mediante il processo Fischer-Tropsch per fornire oli sintetici. Il Sudafrica è il principale produttore di questo settore con 0,16 milioni di barili al giorno prodotti da carbone (Coal to Liquid) e 0,045 da gas (GTL Gaz to Liquid).
Recupero terziario su giacimenti petroliferi convenzionaliIl recupero terziario del petrolio dai giacimenti (EOR Enhanced Oil Recovery ) consente di aumentare il tasso di recupero dei giacimenti esistenti utilizzando processi tecnologici variabili per rilanciare la produzione dai giacimenti in declino. Oggi il recupero terziario viene utilizzato sul 2% dei depositi. Il processo principale utilizzato oggi è l'iniezione di vapore caldo per fluidificare il petrolio e consentirne la migrazione nei pozzi. Gli specialisti "ottimisti" ripongono molta speranza nel miglioramento delle tecniche di recupero terziario: i guadagni sperati sono parte integrante delle riserve di petrolio non convenzionali. Il buon andamento delle riserve negli ultimi 3 decenni è stato in parte attribuito al miglioramento delle tecniche di recupero terziario, a torto secondo il geologo Laherrère. Secondo quest'ultimo, non dovremmo aspettarci vantaggi significativi nemmeno in futuro da questa tecnica.
L' idrato di metano è metano intrappolato nel ghiaccio. Questa fonte di idrocarburi è considerata inutilizzabile con le attuali tecnologie e non viene presa in considerazione nelle previsioni di produzione di idrocarburi a medio termine. Si trova in abbondanza sul fondo degli oceani e nel permafrost delle regioni continentali più fredde ( Siberia , Canada settentrionale). I progetti pilota realizzati, tra gli altri, dal Giappone si sono finora rivelati infruttuosi (bassa concentrazione di idrati). L'inizio della produzione potrebbe anche rilasciare enormi quantità di metano nell'atmosfera, contribuendo ad accelerare il riscaldamento globale (il metano è 20 volte più attivo della CO 2in questo dominio). È una fonte di idrocarburi che rimane oggi molto ipotetica.
La capacità di produzione è il volume di petrolio che tutti i produttori possono produrre utilizzando tutti i pozzi operativi. Fino a poco tempo fa, i produttori nel loro insieme (ma in particolare l'Arabia Saudita) avevano una capacità produttiva superiore a quella immessa sul mercato, che consentiva di far fronte agli alti e bassi della domanda mondiale di petrolio. Questo margine è sceso praticamente a zero nel 2007/2008. Nonostante l'esistenza di riserve che rappresentano diversi decenni di consumo, la produzione di nuovi campi non può compensare l'aumento della domanda e la diminuzione della produzione da campi maturi:
Se la determinazione del picco mondiale del petrolio è un esercizio difficile visto il numero di parametri da tenere in considerazione, il picco del petrolio della produzione di un paese dà generalmente luogo a meno polemiche (salvo casi specifici di alcuni paesi del Medio Oriente) . ).
Nel 2008, molti paesi produttori hanno già superato il picco di produzione. Tra i principali si possono citare gli Stati Uniti (1970) (già primo produttore mondiale), la Libia (1970) , Iran ( 1976 ) , Regno Unito ( 1999 ), Norvegia ( 2000 ), Messico (2005). All'inizio del 2008, gli unici grandi paesi produttori (tra i primi 30) che non hanno superato il picco del petrolio erano l' Arabia Saudita (controverso), il Kuwait (controverso), l' Iraq , l' Angola , l' Algeria e il Kazakistan .
Si dice che la produzione dei quattro maggiori giacimenti petroliferi - Ghawar (Arabia Saudita), Cantarell (Messico), Burgan (Kuwait) e Daqing (Cina) - sia entrata in una fase di declino.
Principali paesi produttori di petrolio in ordine decrescente delle loro esportazioni (in milioni di barili al giorno) | |||||||
Nazione | Produzione 2007 |
Esportazioni | Quota di mercato delle esportazioni |
Data di picco del petrolio |
2008 la produzione pianificata |
Evoluzione della produzione |
Riserve 2007 ( miliardi di barili ) |
Arabia Saudita | 10.41 | 8 (est) | xx | 2008-2014 | 12 (2009) | 264.2 | |
Russia | 9.98 | 7 | xx | 2007-2015 | 79.4 | ||
Emirati Arabi Uniti | 2.92 | 2.5 (2006) | xx | 5 (2014) | 97,8 | ||
Iran | 4.44 | 2.6 | xx | 1974 | 5 (2010) | 138.4 | |
Venezuela | 2.61 | 2.2 | xx | 1970 | 87 | ||
Nigeria | 2, 36 | 2.15 | xx | 1979 | 4 (2010) | 36.2 | |
Norvegia | 2.56 | 2 (est) | xx | 2001 | in declino | 8.2 | |
Kuwait | 2.63 | 2.1 | xx | 2013 | 101.5 | ||
Algeria | 2 | 1.84 (2006) | xx | 12.3 | |||
Messico | 3.48 | 1.79 (2006) | xx | 2003 | 12.2 | ||
Iraq | 2.15 | 1.6 | xx | 2018 | 115 | ||
Angola | 1.72 | 1.5 | xx | 2016 | 1.7 | 2 (2010-2016) | 9 |
Libia | 1.85 | 1.5 | xx | 1970 | 2 | 3 (2010-2013) | 41.5 |
Kazakistan | 1.49 | 1.2 | xx | 39,8 | |||
Qatar | 1.20 | 1.1 (est) | xx | 2004 | 27.4 | ||
Canada | 3.41 | 1.02 | xx | 179 (2006) | |||
Azerbaigian | 0,87 | 0,7 | xx | 7 | |||
Oman | 0,72 | 0,6 (est) | xx | 2000 | -7% | 5.6 | |
Guinea Equatoriale | 0,36 | 0,35 (stimato) | xx | 2 | |||
Ecuador | 0,52 | 0,35 (2006) | xx | 2004 | diminuire | 4.3 | |
Sudan | 0,46 | 0,32 (2006) | xx | 1 | 6.6 | ||
Colombia | 0,56 | 0,3 (est) | xx | -5% | 1.5 | ||
Argentina | 0.70 | 0.28 | xx | 0,77 | 0,76 | 2.6 | |
Ciad e Camerun | 0.28 | 0.25 | xx | > 2 | |||
Malaysia | 0,76 | 0,25 (stimato) | xx | -13% | 5.4 | ||
Congo | 0.22 | 0.2 | xx | 4.1 | |||
Gabon | 0.23 | 0.2 | xx | 2 | |||
Egitto | 0,71 | 0.2 | xx | 1987 | 4.1 | ||
Costa d'Avorio | 0.09 | 0.07 | xx | ||||
Brasile | 2.4 | 0 | 0 | 2.6 | 12.6 | ||
Principali paesi produttori e importatori in ordine decrescente di produzione | |||||||
stati Uniti | 6.88 | 0 | 0 | 1971 | 29,4 | ||
Cina | 3.74 | 0 | 0 | 15,5 | |||
Gran Bretagna | 1.64 | 0 | 0 | 1999 | 3.6 | ||
India | 1.04 | 0 | 0 | 1997 | 5,5 |
La domanda di petrolio è in costante crescita. La domanda dei paesi europei e del Nord America si è stabilizzata, ma è in forte crescita altrove, in particolare in Cina, India e paesi esportatori di petrolio.
L'energia (il petrolio fornisce il 35%) contribuisce fino al 50% alla formazione del PIL mondiale. In praticamente tutti i settori economici, i prodotti petroliferi (plastica, ecc.) sono diventati essenziali e generalmente non esistono sostituti. I combustibili petroliferi rappresentano il 97% dell'energia utilizzata dal trasporto mondiale, che svolge un ruolo fondamentale nel funzionamento dell'economia moderna. L'agricoltura è completamente dipendente dal petrolio: fertilizzanti, insetticidi, macchine agricole; le elevate rese agricole, che hanno permesso di far fronte alla forte crescita della popolazione mondiale, sono quasi interamente legate all'utilizzo del petrolio.
anno | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
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consumo | 76,8 | 77,7 | 79.1 | 81,8 | 83.1 | 83,8 | 84.9 | 84,5 |
variazione | +1,2% | + 1,8% | + 3,4% | + 1,6% | + 0,8% | + 1,3% | -0,5% |
Finora, i principali produttori esportatori hanno generalmente risposto all'aumento della domanda aumentando la produzione (nella misura in cui ne avevano la capacità) e accelerando i progetti di produzione. È probabile che l'aumento dei prezzi e la diminuzione delle riserve incoraggeranno ora alcuni dei paesi produttori esportatori a limitare la loro produzione o comunque a non cercare di stare al passo con la domanda accelerando i progetti di produzione.
La geofisica Marion King Hubbert negli anni '40 suggerì che la produzione di una data materia prima fossile, e in particolare del petrolio, seguisse una curva a campana parallela a quella delle scoperte ma ritardata nel tempo. Questa curva, in particolare la data in cui la produzione raggiungerà il picco, il volume delle riserve totali e il valore della produzione massima raggiunta al momento del picco, potrebbe essere desunta dalla quantità di petrolio già estratto e dalla stima delle riserve totali. La curva raggiunge il picco quando circa metà delle riserve è stata estratta.
Nel 1956, in una riunione dell'American Petroleum Institute a San Antonio , in Texas , Hubbert predisse che la produzione globale di petrolio negli Stati Uniti avrebbe raggiunto il picco intorno al 1970, prima di iniziare a diminuire. Un massimo è stato raggiunto nel 1971. La curva che ha impiegato nella sua analisi è nota come curva di Hubbert e il momento in cui raggiunge il suo massimo (in teoria unico) è il picco di Hubbert . Sfortunatamente per questo suggerimento (mai teorizzato), la produzione statunitense ha ripreso a crescere nel 2011. In generale, le curve di produzione di petrolio per un dato paese non seguono la curva di Hubbert. Quello dell'Arabia Saudita in particolare non ha niente a che vedere con questo.
Uso contemporaneo della curva di HubbertPiù recentemente, la disponibilità di risorse informatiche personali ha consentito a molti specialisti del settore di lavorare sul problema del picco del petrolio alla fine del periodo 1985-2000, che è molto omogeneo dal punto di vista economico.
La curva di scrematura è un grafico che mette in relazione il volume delle riserve scoperte al numero di perforazioni esplorative completate (o piattaforme di perforazione in funzione). È un modo indiretto per dedurre il declino di un giacimento: quando si esaurisce, devono essere praticati più nuovi fori per produrre la stessa quantità di petrolio. La diminuzione del rapporto riserve scoperte/numero di pozzi in un periodo significativo indica che la probabilità di scoprire nuove riserve in futuro sta diminuendo. Questa curva è generalmente utilizzata alla scala di un deposito.
Il rapporto riserve/produzione (R/P) è il rapporto tra il volume delle riserve di petrolio e il volume del consumo di petrolio in un anno. Adesso ha quasi 40 anni. Nonostante un volume di scoperte inferiore alla produzione, è progredito negli ultimi decenni ed è diminuito solo negli ultimi anni. L'evoluzione di questo rapporto è uno degli argomenti usati dagli ottimisti (le riserve aumentano quando se ne presenta la necessità). Per i pessimisti, l'evoluzione del rapporto è distorta perché il volume delle riserve dichiarate non era fino a poco tempo fa informazioni basate su dati tecnici. Per il dottor Laherrère, il rapporto è in diminuzione dagli anni 80. Inoltre, il rapporto non tiene conto del regolare aumento dei consumi.
Le varie organizzazioni che hanno cercato di determinare la data del picco del petrolio non hanno le stesse opinioni su quando dovrebbe iniziare il calo della produzione di petrolio:
L'aumento del consumo di petrolio in Cina e India , legato alla loro forte crescita economica , suggerisce che la produzione non sarà in grado di aumentare così rapidamente come la domanda nei prossimi anni.
Nel 2006, secondo i dati del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti , la produzione mondiale di greggio (e condensato) è diminuita di 200.000 barili al giorno rispetto a quella del 2005, mentre la produzione “all liquids” (che comprende oli non convenzionali come l'etanolo e petrolio da scisti bituminosi) è rimasto stabile. In particolare, la produzione saudita è diminuita dell'8%.
L' Agenzia Internazionale per l'Energia è un'organizzazione progettata per coordinare le politiche energetiche dei paesi industrializzati occidentali. Creato nel 1974 su iniziativa degli Stati Uniti in seguito al primo shock petrolifero, supervisiona il sistema per alleviare una carenza temporanea e coordina le politiche energetiche dei suoi membri. L'Aie era uno degli attori “ottimisti”: fino a poco tempo fa negava l'esistenza del picco del petrolio. Alla fine del 2007, tuttavia, l'AIE ha riconosciuto che, entro il 2015, il calo dei giacimenti attualmente in produzione (- 23,9 milioni di barili al giorno) e la crescita dei consumi di petrolio in Cina e India ( +13,6 milioni di barili al giorno) hanno imposto un tasso di crescita della produzione petrolifera difficilmente sostenibile (+ 37,5 milioni di barili al giorno). Tenendo conto dei progetti in fase di sviluppo, in quel momento si avrebbe un deficit di 12,5 milioni di barili al giorno per soddisfare la domanda se non si scoprissero nuovi giacimenti e se non si adottassero misure di risparmio energetico.
Nel 2009, l'Agenzia ha sostenuto che un disallineamento tra domanda e offerta di petrolio dal 2010 potrebbe introdurre una "crisi energetica" che comprometterebbe ogni speranza di uscita da una "crisi economica", riconoscendo così che il problema dell' eccesso di consumo precedere (o aggiungersi) a quello di Peak Oil, che lei ammette di non conoscere con esattezza.
Nel 2010, il suo rapporto annuale pone il picco del petrolio nel 2006, confermando che la produzione di petrolio non aumenterà mai più, ma "potrebbe" rimanere a un livello pressoché stabile per altri trent'anni (cioè fino al 2035).
Nell'ottobre-novembre 2018 la produzione mondiale ha raggiunto un nuovo record e la prospettiva del picco del petrolio è stata posticipata dall'AIE al 2025, nell'ipotesi che il boom dello shale oil statunitense continuerà a compensare il declino del petrolio convenzionale fino a quella data.
L' Associazione per lo studio del picco del petrolio e del gas (o "ASPO", in francese: Associazione per lo studio del picco del petrolio e del gas) riunisce specialisti del petrolio e del mondo dell'energia, tra cui diversi geologi che hanno ricoperto incarichi di responsabilità in ambito internazionale compagnie petrolifere. L'associazione fondata da Colin Campbell e presieduta da Kjell Aleklett è stata creata per allertare i decisori e l'opinione pubblica dell'imminente picco del petrolio. Sostiene misure economiche rapide, compresa la conversione a energie alternative per evitare un collasso economico.
L'Aspo si fa portavoce dei “pessimisti”: secondo la sua analisi, le previsioni di produzione sono sopravvalutate sia per ragioni di borsa che per ragioni politiche. All'inizio del 2008, ASPO prevede un picco del petrolio intorno al 2010 e un picco del gas intorno al 2020. In particolare, Jean Laherrère , membro fondatore dell'ASPO, ha studiato le riserve dei 20.000 giacimenti petroliferi nel mondo, e prevede il picco mondiale del petrolio tra 2010 e 2020.
Dalla pubblicazione nel 2005 di un rapporto intitolato " Picco della produzione petrolifera mondiale: impatti, mitigazione e gestione del rischio ", il picco del petrolio è stato ufficialmente riconosciuto come un problema importante dal Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti (Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti , o DOE). Questo rapporto è regolarmente integrato per seguire lo stato di avanzamento del lavoro di ricerca su questo argomento. Conosciuto come “Rapporto Hirsch”, dice: “Il picco della produzione mondiale di petrolio pone un problema di gestione del rischio senza precedenti per gli Stati Uniti e il mondo. Con l'avvicinarsi del picco, i prezzi del petrolio e la volatilità dei prezzi aumenteranno drammaticamente e, senza un'adeguata mitigazione, i costi economici, sociali e politici saranno senza precedenti. Esistono soluzioni di mitigazione praticabili sia sull'offerta che sulla domanda, ma affinché abbiano un impatto sostanziale devono essere avviate più di un decennio prima del picco. "
Conclusioni del rapporto HirschIl rapporto Hirsch è giunto a una serie di conclusioni:
Il rapporto elenca tre possibili scenari:
Un rapporto del think tank The Shift Project , commissionato dalla Direzione Generale delle Relazioni Internazionali e della Strategia (DGRIS) del Ministero delle Forze Armate francese , conclude che la produzione totale di petrolio dei principali attuali fornitori dell'Unione Europea rischia s' stabilirsi nel corso degli anni 2030 a un livello dal 10 al 20% inferiore a quello raggiunto nel 2019, per mancanza di riserve sufficienti a compensare il calo della produzione esistente, anche tenendo conto di un'ipotesi elevata relativa all'evoluzione negli Stati Uniti di " produzione di olio di scisto ”. Durante il decennio 2020, questa produzione potrebbe rimanere a un livello relativamente stabile, dal 4 al 10% inferiore al livello raggiunto nel 2019.
L' Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio (OPEC) è stata creata nel 1960 su iniziativa dello Scià di Iran e Venezuela per compensare il calo del prezzo del barile (all'epoca meno di 5 dollari USA). Il suo obiettivo principale è coordinare le politiche di produzione dei suoi membri fissando quote, al fine di mantenere il prezzo del petrolio. Alcuni paesi esportatori non fanno parte dell'organizzazione: si tratta di Russia, Norvegia, Messico, Canada e Sudan.
Le compagnie petrolifere internazionali sono da tempo le principali protagoniste del mercato petrolifero. A seguito della nazionalizzazione della produzione petrolifera da parte dei principali paesi produttori, la loro quota nella produzione è diventata minoritaria. Le 7 principali società che realizzavano il 62% della produzione mondiale nel 1971 ne realizzano oggi il 15% e detengono il 3% delle riserve.
La produzione di petrolio è ora in gran parte nelle mani di compagnie nazionali: Aramco per l' Arabia Saudita , Pemex per il Messico , ecc. . In genere hanno una posizione estremamente ottimista , come l'amministratore delegato di Aramco che stimava nel 2008 che il picco del petrolio non fosse un problema e che fino ad oggi fosse stato utilizzato meno del 10% delle riserve.
Tema | ottimisti | pessimisti |
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Riserve | Le riserve dichiarate dai produttori sono affidabili | Le riserve, in particolare quelle dell'OPEC, sono sovrastimate e non corrispondono a riserve tecniche. |
Impatto del progresso tecnico | L'evoluzione negli ultimi decenni del coefficiente R/P (riserve mondiali di petrolio divisa per la produzione annua) dimostra indirettamente che l'industria petrolifera riesce a posticipare regolarmente la scadenza. | Il coefficiente R/P è stato a lungo sottovalutato perché le riserve dichiarate non corrispondevano alle riserve tecniche. Ora è sopravvalutato perché alcuni paesi dichiarano riserve che non hanno per ragioni sia politiche che finanziarie. |
Impatto sul prezzo | L'aumento del prezzo del petrolio rende redditizi i nuovi giacimenti o consente una prospezione più approfondita, che alla fine consente di mantenere le riserve. | I giacimenti che diventano accessibili grazie all'aumento del prezzo del barile sono sempre più piccoli e le riserve scoperte tendono a diventare marginali. |
Quota di olio non convenzionale | L'olio non convenzionale prenderà gradualmente il posto dell'olio convenzionale | Il petrolio non convenzionale rappresenterà sempre solo una piccola frazione del consumo attuale: richiede ingenti investimenti, il suo EROEI è spesso molto basso, per vari motivi nonostante le grandi dimensioni delle riserve, la produzione di questo tipo di petrolio si stabilizza. La maggior parte dei settori petroliferi non convenzionali sono molto inquinanti (emissioni significative di CO 2 2, consumo di acqua, emissione di agenti mutageni e cancerogeni) e in conflitto con gli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra. |
Scisti bituminosi | Il pianeta dispone di enormi riserve di scisti bituminosi che, una volta perfezionate le tecniche, consentiranno la produzione di notevoli quantità di petrolio. | Gli esperimenti pilota finora non hanno avuto successo. L'EROEI è cattivo e l'inquinamento molto importante. Inoltre, il flusso di prodotto è molto basso. |
Idrato di metano | Il pianeta dispone di enormi riserve di idrati di metano che, una volta perfezionate le tecniche, consentiranno la produzione di notevoli quantità di petrolio. | L'idrato di metano è troppo disperso per un uso praticabile. La sua raccolta potrebbe portare a una catastrofe climatica rilasciando grandi quantità di metano nell'atmosfera. |
scoperte | L'Artico e l'offshore profondo sono stati esplorati solo superficialmente e contengono riserve significative | Le potenziali riserve sono più o meno note e rappresenteranno solo un contributo marginale. Lo sviluppo di questi giacimenti richiede investimenti giganteschi e sono per l'Artico al di là delle nostre attuali capacità tecniche. Il petrolio prodotto sarà molto costoso. |
Tasso di recupero | Le tecniche progrediranno e consentiranno il recupero di un tasso crescente di petrolio nei campi (oggi 35%). Anche questo coefficiente è aumentato notevolmente in passato. | L'aumento del tasso di recupero negli ultimi decenni è discutibile (si tratta piuttosto di una convergenza tra riserve ufficiali e riserve tecniche). Il tasso di recupero dipende essenzialmente dalla geologia e il progresso tecnico ha scarso impatto. Il tasso di recupero tecnico non aumenta quasi più: abbiamo già raggiunto il limite di quello che possiamo fare. |
il 11 febbraio 2006Kenneth Deffeyes, professore all'Università di Princeton ed esperto di petrolio avendo lavorato tra gli altri per la Shell , annuncia che per lui il picco del petrolio è stato raggiunto nel dicembre 2005 con 1000 miliardi di barili prodotti dall'inizio dell'era del petrolio.
Per alcuni specialisti ( Jean Laherrère ) il picco del petrolio potrebbe assumere la forma di un plateau di “ferro ondulato” caratterizzato da prezzi caotici associati a cicli di recessione economica.
“Per quanto riguarda il petrolio convenzionale, siamo attualmente su un plateau, che si manifesta in una significativa fluttuazione dei prezzi legata all'incertezza dell'offerta futura a fronte di una domanda sempre crescente. "
- Kjell Aleklett, Presidente ASPO
Saudi Sadad Al-Husseini, ex capo delle esplorazioni di Saudi Aramco , ha portato il suo punto di vista nel 2007: per lui la produzione di petrolio ha raggiunto il suo picco, e fino al 2020 la produzione rimarrà pressoché stabile. “Quindi è più un plateau di produzione che un picco. " Dopodiché, prevede un calo abbastanza netto della produzione. Stima inoltre che le riserve mondiali siano sopravvalutate di circa 300 miliardi di barili (dieci anni di produzione) e che i grandi giacimenti del Medio Oriente abbiano già consegnato il 41% delle loro riserve iniziali (fino a metà 2007). Queste stime sono vicine a quelle fornite da diversi anni dall'Aspo ma la loro conferma da parte di una personalità che ha ricoperto ruoli dirigenziali all'interno della compagnia nazionale saudita è una prima.
Nel 2007 la produzione giornaliera di petrolio è stata dell'ordine di 81,53 milioni di barili (escluso il petrolio sintetico) il che la pone allo stesso livello dei due anni precedenti, parte del picco del petrolio. Ma mentre alcuni ritengono che il picco della produzione mondiale sia già stato raggiunto, altri ritengono che il picco si verificherà tra i decenni 2010 e 2040, con un valore compreso tra 90 e 120 milioni di barili al giorno. Queste notevoli variazioni sono spiegate da valutazioni divergenti da parte di specialisti sui principali parametri:
Inoltre, diversi fattori esogeni possono svolgere un ruolo cruciale:
Oggi la polemica si è in parte spostata sulle misure da adottare in campo economico per prepararsi al futuro calo della produzione petrolifera.
La consapevolezza del picco del petrolio e soprattutto dell'avvento globale del periodo decrescente della curva, quello dell'esaurimento , impone una ridefinizione generale del modo di vivere indotto dal petrolio a buon mercato la cui produzione è stata costantemente bloccata in relazione ai bisogni.
I più pessimisti Considerano che ci saranno diverse gravi crisi successive che saranno geologiche (consapevolezza della finitezza delle riserve), economiche (fine del petrolio a buon mercato), quindi sociali (cambiamenti necessari per risolvere la dipendenza) shock petroliferi ) , determinando una probabilità piuttosto elevata di tensioni o conflitti internazionali.
Ci vorrebbero 20 anni per prepararsi all'esaurimento del petrolio .
"Chiedi a un dirigente dell'industria petrolifera quanto tempo impiegherà i due miliardi di indiani e cinesi a vivere come un francese attuale". Prima di qualsiasi risposta, ti farai una bella risata. "
“Se non aumentiamo il prezzo dell'energia, andiamo dritti verso una dittatura. "
- Marcel Boiteux , direttore di EDF dal 1967 al 1987
“La tecnologia non aumenta le riserve, la tecnologia svuota il pozzo più velocemente. "