Situation de la France

Les travaux réalisés au cours de l’année 2000, grâce à des dépenses de développement et de production en hausse de près de 60 %, ont permis de ralentir le déclin des principaux gisements producteurs. Toutefois, la production nationale d'hydrocarbures ne représente guère, avec 1,4 Mt de pétrole et 1,6 Mtep de gaz, que 1,5 % (fraction extraite du gaz naturel comprise) de la consommation française de pétrole et 4,5 % de celle de gaz. La consommation française (non corrigée des variations saisonnières) s’est élevée à 96,8 Mtep pour les hydrocarbures liquides, et à 35,6 Mtep pour le gaz naturel (Tabl. 1). Compte tenu des mouvements à l’export et au stockage, la France a importé 115,5 Mt de pétrole (dont 37,2 % de la Mer du Nord et 36,9 % du Moyen-Orient), et 36,3 Mtep de gaz naturel (dont 30 % de Norvège, 29 % de l’ex-URSS, 25 % d’Algérie, 12 % des Pays-Bas).

La production française d’hydrocarbures a continué de baisser, avec 1,42 Mt (- 7,9 %) de pétrole brut, et 2,91 Gm³ (- 2,9 %) de gaz brut (Fig. 2). La quasi-totalité de la production pétrolière, en provenance très majoritaire du Bassin de Paris (52,7 %) et du Bassin d’Aquitaine (46,8 %), est assumée par six sociétés : ESSOREP (32 %), Elf-AEPF (27 %), VERMILION REP (18 %), COPAREX (12 %), GEOPETROL (5 %), et MADISON CHART (4 %). Par comparaison, la production de gaz naturel est à 93 % réalisée dans le bassin d’Aquitaine, dont l’essentiel par l’opérateur Elf-AEPF, à partir des deux principaux champs (Lacq et Meillon).

Fin 2000 (au 1^er janvier 2001), la production et le développement concernaient 74 permis ou concessions. Les dépenses de production et de développement ont augmenté de 59 %, à 457 MF (287 MF en 1999). Les chiffres de production du pétrole et du gaz brut, globaux et par région, société, gisement (les principaux), sont présentés ci-dessous (Tabl. 3).

En Alsace, quatre gisements ont produit 7 876 t de pétrole brut en 2000, soit moins de 0,6 % du total. Ce sont Eschau, Scheibenhard, Schelmenberg (GEOPETROL), et Muehlweg (OELWEG). La production a augmenté de 4,3 %, grâce, notamment, à la mise en production du nouveau puits NDL 201 sur Scheibenhard, à la mise en production assistée du puits 1 de Muehlweg, et à un meilleur résultat sur Schelmenberg.

En Aquitaine, la production de pétrole brut s’est établie à 662 646 t, en baisse de 6,2 %, qui confirme le déclin de production dans ce grand bassin. Dans le détail, les évolutions sont très contrastées avec des extrêmes de + 43 % pour Montastruc et de – 36 % pour Mothes. La production de gaz brut a reculé de 2,8 %, à 2,71 Gm³, qui représente 93 % de la production nationale (le gisement de Lacq en représente 73 % à lui seul). Celle de gaz épuré s’est élevée à 1,69 Gm³. Ci-dessous, est donné un aperçu de l’activité dans les deux bassins distingués.

Dans le bassin de Parentis, les dix gisements de pétrole en exploitation ont produit 443 804 t, dont le gisement de Parentis qui fournit également du gaz : 0,01 Gm³. La baisse du tonnage pétrolier est de 5,6 %. ESSOREP, qui reste le 1^er producteur français (gisements de Cazaux, Courbey, Les Arbousiers, Les Pins, Tamaris), a fourni 259 kt (287 kt en 1999), tandis que VERMILION REP (gisements de Cabeil, Lucats, Lugos, Mothes, Parentis) a produit 185 kt (183 kt en 1999). Les deux principaux gisements sont Parentis (160 kt), et Cazaux (98 kt).

Dans le bassin d'Adour-Comminges, les six gisements de pétrole en exploitation ont fourni 218 842 t, soit une baisse de 7,5 %. La production d'EAEPF (ELF Aquitaine Exploration Production France, qui opère les gisements de Lacq supérieur, Lagrave, Pécorade, Vic-Bilh) a été de 192 kt (214 kt en 1999). Celle de GEOPETROL (gisements de Castera-Lou, Montastruc) a été de 27 kt (23 kt en 1999). Les deux principaux gisements sont Lagrave (74 kt) et Vic Bilh (64 kt).

EAEPF est le seul opérateur des onze gisements de gaz, dont la production totale a été de 2,71 Gm³. Le gaz provient essentiellement des gisements de Lacq profond (2,12 Gm³) et de Meillon (0,37 Gm³). Les autres gisements en production sont Andoins, Auzas, Le Lanot, Proupiary, Rousse, Saint-Marcet, et Ucha, ainsi que les gisements mixtes pétrole-gaz de Vic-Bilh et de Pécorade.

Le Bassin de Paris, avec 747 043 t de pétrole produit, garde le 1^er rang national (52,7  % du total) malgré une diminution sensible de 9,4 % (825 kt en 1999). ELF AEPF (4 gisements), COPAREX (11 gisements), ESSOREP (1 gisement, mais le plus important), sont les principaux opérateurs, devant VERMILION-REP, MADISON-CHART, GEOPETROL et PETROREP. Parmi les trente-neuf gisements exploités, les principaux sont Chaunoy (ESSOREP), qui a fourni 192 kt de pétrole (226 kt en 1999) et un peu de gaz (5,6 Mm³), Itteville (EAEPF) pour 127 kt, et Villeperdue (COPAREX) pour 114 kt.

La production de gaz a également été en diminution, à 204,28 Mm³ (215,58 Mm³ en 1999). Une partie provient des gisements de Trois Fontaines (92,23 Mm³), situé au nord de Saint-Dizier, dont l'exploitation par Gaz de France est en déclin progressif, et de Chaunoy (déjà cité). Le reste correspond à la production de gaz de houille par GAZONOR sur les sites de Poissonnière et de Désirée (106,46 Mm³), situés dans le bassin du Nord-Pas-de-Calais.

L’exploration s’est poursuivie sur trente-trois permis d’exploration (valides au 1^er janvier 2001), dont la superficie totale de 39 255 km² marque une baisse de 21 %. Le recul du domaine terrestre a compté pour 3 % (13 520 km²), et l’off shore pour 28 % (25 735 km², mais sans compter les 3 251 km² du permis St Pierre et Miquelon), suite à l’abandon d’un vaste permis dans le Golfe du Lion. L’abandon de onze permis a été compensé par l’attribution de six nouveaux et le renouvellement de huit, tandis que six nouvelles demandes, deux autres renouvellements, et deux autorisations préalables d’exploration sont en instruction.

Deux puits ont été forés dans le Bassin de Paris. Si l’acquisition sismique est restée à un très bas niveau en France métropolitaine (1,9 équipe/mois), on note la réalisation par Gulf Canada – Mobil Oil, d’une 3^e campagne de 638 km au large de St Pierre et Miquelon, où un forage sera réalisé en 2001.

Sans nouvelle découverte signalée en 2000, les réserves ont diminué de la valeur de la production 2000. Celles de pétrole brut sont descendues à 17,6 Mt (19,8 Mt en 1999). Néanmoins, l’expérience montre que ce calcul est toujours pessimiste. L’amélioration des taux de récupération, l’allongement de la durée d’exploitation grâce au relais pris par les petites sociétés, et enfin la réalisation de travaux complémentaires optimisant la production de certains champs (exemple du réservoir néocomien) devraient ralentir le déclin.

Les réserves de gaz naturel sont mieux connues et, sauf nouvelle découverte, elles seront épuisées avant la fin de la décennie. Au 1^er janvier 2001, ces réserves ont baissé de 20,3 %, à 11,4 Gm³ (14,4 Gm3 en 1999) correspondant à 7,7 Gm³ de gaz épuré commercialisable. Avec seize champs producteurs seulement en 2000, deux gisements assurent 85 % de la production. Ce sont Lacq Profond (70 %), dont le déclin suit le modèle prédictif, et Meillon (15 %).

üProduction, consommation, prix, et réserves mondiales

Le groupe Total-Fina-Elf, né le 9 février 2000 par l’accord de la Commission européenne donné au rapprochement de Total-Fina et d’Elf Aquitaine, est l’unique opérateur français. Son actionnariat est composé à 79,0 % du Public, à 12,5 % d’actionnaires stables (Electrofina, Cogema, banques,…), à 2,8 % de salariés, et à 5,7 % de détentions intra-groupe. En 2000, le CA consolidé s’est établi à 751 445 MF. Les activités du groupe sont divisées en trois secteurs opérationnels : amont, aval, et chimie.

Dans son secteur amont, qui représente 14 142 salariés et un CA de 171 054 MF (dont 72 864 MF hors groupe), les activités sont dans l’exploration et la production d’hydrocarbures et de gaz naturel liquéfié (présent dans plus de 40 pays), l’aval gazier, l’électricité, le charbon et les autres énergies. Le groupe a produit 2,12 Mbep par jour en 2000 (+ 2,9 % et 4^e rang mondial), dont 1,43 pour les liquides, et 0,69 pour les gaz. Les réserves étaient estimées à 10,76 Gbep au 31 décembre.

L’Europe du nord compte pour 35 % de la production totale d’hydrocarbures, l’essentiel venant des gisements off shore de Norvège, du Royaume-Uni et des Pays Bas. L’Afrique compte pour 30 % du total (Nigeria, Congo, Gabon, Algérie,…), et le Moyen-Orient pour 18 % (Emirats arabes unis, Qatar, Syrie,…). Ailleurs, on peut citer la production en Indonésie et en Colombie. Les projets sont nombreux, parmi lesquels seront cités les projets développés en Angola, aux Etats-Unis (golfe du Mexique), en Iran, en Russie, en Azerbaïdjan, et enfin au Kazakhstan, où une découverte majeure a été faite dans le nord-est de la Caspienne.

Dans son secteur aval (raffinage et distribution), le groupe est n°1 européen, avec une capacité de raffinage de 2,6 Mb/jour, tandis que dans son secteur chimie (pétrochimie et polymères), il est n° 5 mondial.

La production mondiale de pétrole brut s’est élevée à 3 589,6 Mt (+ 4,0 %), dont 31,0 % en provenance du Moyen-Orient, 18,1 % d’Amérique du Nord, et à peu près 10 % de chacune des autres zones géoéconomiques distinguées (Fig. 3a ; voir conventions BP). Les principaux pays producteurs sont l’Arabie saoudite (441,4 Mt), les Etats-Unis (353,5 Mt), la Fédération de Russie (323,3 Mt), l’Iran (186,6 Mt), le Mexique (172,1 Mt), le Venezuela (166,8 Mt), la Chine (162,3 Mt), la Norvège (157,5 Mt).

La consommation mondiale est estimée à 3 503,6 Mt (+ 1,0 %), à raison de 30,4 % en Amérique du Nord (1 064,6 Mt), 27,8 % dans le bloc Asie-Pacifique (968,9 Mt), 21,4 % en Europe (752,6 Mt), 3,3 % seulement en Afrique (116,7 Mt), et de 5 % à 6 % dans les autres zones.

Le prix du baril de brut (Brent daté, qui est la référence européenne), après une forte hausse en 1999, a évolué en 2000 dans la fourchette 25-30 US$ (moyenne 28,7 US$).

En fin d’année 2000, les réserves mondiales étaient estimées à 142 100 Mt, soit près de 40 ans au rythme de production actuel. Mais elles sont très inégalement réparties avec 65,3 % au Moyen-Orient (92 500 Mt), contre 1,9 % en Europe, et de 4 % à 9 % dans les autres zones. Toutefois, les chiffres des réserves sont à examiner avec une certaine prudence car l’avancement de l’exploration n’est pas partout égal. Et de plus, dans ce domaine du forage et de la production, des progrès significatifs sont attendus de l’exploration de gisements off shore sous profondeur d’eau croissante, de la mise en production de réservoirs d’huiles lourdes, voire de l’augmentation de la part du gaz dans la production d’hydrocarbures.

La production mondiale de gaz naturel brut a atteint 2 422,3 Gm³ (+ 4,3 %), ou 2 180,6 Mtep, dont 31,3 % en provenance d’Amérique du Nord, 27,8 % des pays de l’ex-URSS, 12,0 % de l’Europe, 11,0 % de l’Asie-Pacifique, et de 4 % à 9 % pour les autres zones géo-économiques (Fig. 3b). Les quatre pays producteurs majeurs sont les Etats-Unis (555,6 Gm³), la Fédération de Russie (545,0 Gm³), le Canada (167,8 Gm³), et le Royaume-Uni (108,1 Gm³).

La consommation mondiale est estimée à 2 404,6 Gm³ (+ 4,8 %), ou 2 164,0 Mtep, à raison de 31,9 % en Amérique du Nord (767,7 Gm³), 22,8 % dans les pays de l’ex-URSS (548,3 Gm³), 19,1 % en Europe (458,8 Gm³), 12,1 % dans la région Asie-Pacifique (289,3 Gm³), et de 3 % à 8 % sur les autres zones.

Le prix du gaz naturel a grossièrement suivi l’évolution du prix du pétrole. Arrivé à son plus bas en 1998-1999, il s’est fortement repris en 2000, pour remonter dans la fourchette 2,7– 4,2 US$ (19,2 – 29,9 F) par Mbtu, équivalent à 0,2930 MWh (prix cif).

En fin d’année 2000, les réserves mondiales de gaz naturel s’élevaient à 150 190 Gm³ (ou 135 200 Mtep), soit 62 ans au rythme de production actuel. L’essentiel est localisé dans les pays de l’ex-URSS (37,8 %) et au Moyen-Orient (35,0 %). Le restant est réparti dans les autres zones géoéconomiques à raison de 4 % à 7 % chacune, notamment pour l’Amérique du Nord (4,9 %) et pour l’Europe (3,5 %).

Tabl. 1 : Bilan 2000 de la production et de la consommation d’énergie primaire commerciale (EPC) en France, Europe, et dans le monde (en Mtep).

Tabl. 3 : Production française d'hydrocarbures en 1999 et 2000 (en kt et Mm3).

Fig. 2 : Mines ou gisements de substances énergétiques et métalliques français métropolitains en activité (situation 2000).

Fig 3a : Production mondiale 2000 de pétrole brut (Mt)

Fig. 3b : Production mondiale 2000 de gaz naturel (Gm3).