Les calculs sur l’avenir du pétrole semblent être fortement spéculatifs. D’après les données reprises par le groupe anglais BP dans son rapport 2003 sur l’énergie mondiale, l’Arabie Saoudite est passée, entre 1985 et 1990, de 169 milliards de barils de réserves "prouvées" de pétrole conventionnel à... 258 milliards.
Les principaux pays producteurs de l’Opep sont dans la même situation : Abu Dhabi (30 milliards de barils déclarés en 1985 contre 92 milliards en 1988), Iran (48 milliards en 1985, 92 milliards en 1988), Irak (44 milliards en 1985, 100 milliards en 1988), etc. Le tout sans qu’aucune découverte significative de nouveaux champ pétrolifère n’ait eu lieu dans ces pays au cours de la période...

Ainsi, selon le docteur Colin Campbell, de l’Aspo, près de 50 % des réserves actuelles déclarées par les principaux pays de l’Opep sont "douteuses, sinon fausses". L’ASPO, dont Colin Campbell est un des fondateurs, rassemble plusieurs départements universitaires européens de géologie et d’anciens hauts responsables de la prospection de groupes pétroliers tels que Fina, Total ou Shell.
Il argumente : "La mesure de ce que contient un champ pétrolier est toujours en partie subjective. C’est un simple pari de géologue. Pour parler de ce qui reste dans un champ en exploitation, on utilise l’expression "réserves prouvées" qui ne correspond en fait qu’à un calcul de probabilité dont les critères varient selon que l’on travaille pour les Etats-Unis, la France ou la Russie."

Autre expert, Jean Laherrère est le seul français parmi les membres fondateurs de l’Aspo. Ce géologue a travaillé pendant trente-sept ans pour Total où il a été le patron des techniques d’exploration du groupe. Il cite l’exemple du champ pétrolifère de Cusiana, en Colombie, découvert en 1988 : "Triton, la compagnie américaine qui s’est chargée de l’évaluation des ressources de Cusiana a commencé par parler de 3 milliards de barils, une valeur remarquable, qui n’a pas laissé Wall Street indifférente. Triton devait vraiment avoir besoin de l’argent de ses actionnaires, parce que lorsque BP a démarré l’exploitation de Cusiana, ils sont prudemment redescendus à 1,5 milliards de barils. Et je pense qu’au final, il y a à peine 800 millions de barils là-bas..."

Une autre information publiée en tout début d’année 2004 a retenu notre attention :
Le groupe Royal Dutch/Shell Group a annoncé le 9 janvier que certaines réserves d’hydrocarbures devaient être changées de catégorie (lire articles Royal Dutch/Shell : réduction de 20% de ses réserves d’hydrocarbures prouvées et Shell poursuivi aux USA après la révision de ses réserves ), en clair des réserves "prouvées" devaient passer en réserves "incertaines". Cela a eu pour principal effet de faire chuter les actions du groupe de quelques %.

Cet exemple ne serait-il pas une des premières confirmations de ce qu’annonce l’ASPO ?
Qu’elles pourraient être à court terme, dans les 5 prochaines années les conséquences d’une révision brutale des réserves exploitables d’hydrocarbures à la baisse ?
Une augmentation importante du coût des carburants à la pompe, c’est certain. Dans ce cas bien malins seront ceux qui ont anticipé le phénomène et qui disposent de véhicules très économes en carburants conventionnels ou équipés de modes de propulsion "alternatifs comme les véhicules électriques ou à hydrogène.
A condition que les constructeurs les mettent sur le marché... et vite !

Pour en savoir plus :
ASPO
UHDSG, (Uppsala Hydrocarbon Depletion Study Group)
transfert.net
OilCrisis.com

* M. K. Hubbert, géophysicien employé par la société Shell Oil. Il publia en 1956 un article désormais célèbre où il prédisait le pic de la courbe de production américaine (qui n’englobait pas encore l’Alaska) et son déclin entre 1965 et 1970. Prédiction confirmé, puisque c’est en 1970 que la courbe de production atteignit son pic et commença à décliner rapidement. Les Etats-Unis ont ainsi cessé d’être le premier producteur mondial de pétrole, et la fin de cette suprématie a déterminé les grandes dynamiques géopolitiques qui ont suivi.