Décarboner l’Europe : un programme d’avenir Par JM ... · 1 Jean Laherrere 2 octobre 2017 Commentaires sur article J&R 727 (la Jaune et la Rouge aout-septembre 2017) pages 42-45

1

Jean Laherrere 2 octobre 2017 Commentaires sur article J&R 727 (la Jaune et la Rouge aout-septembre 2017) pages 42-45 Décarboner l’Europe : un programme d’avenir Par JM Jancovici & R. Grosjean Décarboniser le monde est un but utopique et suicidaire, puisque le corps humain est composé en poids de : oxygène 65%, carbone 18%, hydrogène 10%, azote 3%, calcium 1,5 %, phosphore 1% et le reste 1,5%. En nombre d’atomes notre corps contient 50% hydrogène, 25% oxygène et 10% carbone. La planète Terre est composée d’oxygène 47%, silicium 28%, aluminium 8,1 %, fer 5 %, calcium 3,6 %, sodium 2,8 %, potassium 2,6 %, magnésium 2,1 %, ces 8 éléments font 98,5 % et dans le reste le carbone fait seulement 0,048% Le carbone représente donc la vie sur terre, sans carbone, pas de végétation et pas d’herbivore, sans herbivore, pas de carnivore et pas d’êtres humains ! Mais les cinq chantiers principaux proposés par le Shift (page 45) sont la production d’électricité, la mobilité des individus, la façon dont les bâtiments sont chauffés, isolés et construits, l’industrie et l’alimentation Le manifeste (http://decarbonizeurope.org/) propose 9 chantiers dont -généraliser la voiture de 2L/100km -réussir la révolution du transport en ville (vue vélo et tram) -tripler le réseau des TGV -rénover les logements anciens -lancer le grand chantier des bâtiments publics -réussir le passage de l’agriculture durable Ces 6 chantiers sont loin de concerner le carbone, économiser l’énergie est une évidence sur une planète aux ressources limitées. On se gargarise de terme sans les définir : qu’est ce qu’une agriculture durable ? I faut savoir que le terme durable est une mauvaise traduction de l’anglais « sustainable », qui devrait être traduit par soutenable et non durable. Ce qui est sûr est d’une agriculture sans carbone n’existe pas. Ce titre « décarboner » est de la « com » et pour moi une escroquerie, car une vraie décarbonisation est un avenir de mort. On veut faire rêver avec des titres ronfleurs qui ne veulent rien dire de concret comme page 44 : Décarboner l’Europe, c’est surtout offrir aux Européens de quoi réenchanter l’avenir, dégager un horizon d’espoir, fixer un but sur lequel se concentrer Je ne vois pas ce qui peut réenchanter les Français avec une voiture à 2L/100km et un réseau triple de TGV La voiture à 3L/100 km a existé dans le passé, mais a été un échec commercial En 1980 après le choc pétrolier, la Renault EVE (Eléments pour une Voiture Econome) est donnée sur route à 4,1 l/100 km En 1982 la Peugeot VERA (véhicule économique de recherche appliquée) réduit le poids de la 305. En 1985, Citroën présentait une petite ECO 2000 expérimentale financée à hauteur de 50% par l'Etat. Sa consommation s'établissait à 2,4 litres de super aux 100 km à la vitesse de 90 km/h, soit 3,0 l/100 km en cycle mixte En 1987 la Renault VESTA 2 pèse 473 kg et consomme 2,8 L/100 km sur route (4,25 en ville)

2

En 1999, Volkswagen commercialisait la petite Lupo TDI 3 L qui promettait, ainsi que son nom l'indique, de s'en tenir à trois litres aux cent kilomètres en moyenne Le succès actuel des SUV montre que le consommateur a soif de puissance et de sécurité, et ne se préoccupe pas d’économiser l’énergie, puisque tout le monde dit qu’il y en a plein et renouvelable ! Un choc frontal entre une voiture légère (consommant peu) et un SUV lourd (consommant beaucoup) fera des morts dans la voiture légère et pas dans la voiture lourde. Pour plus de TGV : la réduction du temps de parcours Paris Bordeaux fait qu’il y a moins de TGV s’arrêtant à Châtellerault, je ne peux plus faire l’aller-retour à Paris en une journée ? Pour moi c’est un recul et trois fois plus de TGV ne me font pas rêver ! Page 43 : une influence sur le climat suspectée de longue date : les conséquences de l’accroissement de la concentration des GES dans l’atmosphère sont connues : par effet de serre ces émissions alimentent le réchauffement climatique dans des proportions alarmantes, des quasi-certitudes depuis le sommet de Rio en 1992 Les études des bulles de gaz dans les carottes de glace de l’Antarctique ont montré une très bonne corrélation entre température et concentration du CO2, mais toutes les études (dont celles de Caillon 2003 avec Jean Jouzel) montrent que l’augmentation de la température a été suivie 800 ans plus tard par l’augmentation du CO2

Sur ce retard de 800 ans (durée du cycle des océans), Jean Jouzel dit en 2010 que le CO2 n’est pas à l’origine du réchauffement http://blog.lefigaro.fr/climat/2010/03/-cest-lautre-auteur-sceptique.html#more :

Mais le VP du GIEC Jouzel dit souvent le contraire, accusant le CO2 de tous les maux ! De plus, Jouzel (expert des analyses de carottes de glace) oublie de dire que on ne doit pas comparer les mesures de CO2 dans la glace de Vostok aux mesures annuelles actuelles, car

3

les concentrations en CO2 dans les bulles de glace sont la moyenne sur une période de 5000 ans, durée pendant laquelle les bulles dans le névé ont été en communication avec l’atmosphère avant d’être scellées dans la glace à 100 m de profondeur. On ne peut comparer une mesure millénaire à une mesure annuelle ! (voir Laherrère J.H. 2011 « Energie, nature, histoire et géographie » Association des Professeurs Histoire-Géographie Régionale Champagne-Ardenne Reims 16 mars http://aspofrance.viabloga.com/files/JL_Reims_2011.pdf ) -Page 44 les découvertes récentes, notamment au Brésil et en Angola (environ 50 milliards de barils), ou encore les pétroles de roche-mère (420 milliards de barils) paraissent faibles au regard des 40 milliards de barils découverts depuis quarante ans Cette fin de phrase est équivoque : est ce 40 Gb découverts depuis 40 ans ou 40 Gb annuels découverts depuis 40 ans. 420 Gb ne parait pas faible en face de 40 Gb et on n’a pas découvert de 1973 à 2016 1600 Gb, mais seulement 600 Gb. La valeur non référencée de 420 Gb de pétrole de roche-mère est du délire, bien supérieure à l’estimation 2013 EIA/ARI de 345 Gb qui est maintenant considérée comme insoutenable. Les découvertes des 17 dernières années de 2000 à 2016 font 150 Gb d’après Rystad, soit une moyenne de 9 Gb/a Mackenzie a publié un graphique similaire des découvertes conventionelles

Le papier AAPG Explorer March 2017 Discovery Thinking: Strategies for the Next Decade montre le graphique de Bob Fryklund IHS, similaire, mais différent dans le détail : il n’y a pas consensus dans le détail

4

L’AIE (https://www.iea.org/newsroom/news/2017/april/global-oil-discoveries-and-new-projects-fell-to-historic-lows-in-2016.html ) publie les découvertes de brut conventionel sanctionnées

Depuis les 40 dernières années, le total des découvertes 2P (EL exclus) (1977-2016) sont 600 Gb soit 15 Gb par an alors que la production cumulée (1976-2015) est de 910 Gb soit 23 Gb par an Sur les 10 dernières années on découvre annuellement 9 Gb pour une production annuelle de 24 Gb

5

La production cumulée de pétrole plus les réserves restantes (= réserves initiales) varient suivant les sources, mais grossièrement les données publiques (1P) augmentent de façon linéaire depuis 1950 le ciel est d sans limites alors que les découvertes 2P (backdated) fléchissent se dirigeant vers un ultime (3 Tb ?)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040

Gb

année

Découvertes mondiales 2P cumulées brut (extra-lourd exclus) & production cumulée

déc cumulées 2P

production brut - EL

Jean Laherrere sept 2017

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

Gb

year

world cumulative production plus remaining oil reserves from different sources

2P incl XH Venezuela

2P excl XH

1P EIA/OGJ

1P BP 2014

1P BP 2016

1P WO

1P BP 2015

1P BP 2015

1P OPEC

Jean Laherrere Sept 2017

6

Le rapport EIA/ARI 2013 estimait les ressources mondiales techniquement récupérables du shale oil (table 3) à 345 Gb, dont 75 Gb en Russie, 58 Gb aux US, 32 Gb en Chine, 27 Gb en Argentine et du shale gas (table 3) à 7201 Tcf (ou 7299 Tcf table 5 : ce quatrième chiffre significatif est ridicule, car différent suivant les tableaux et montre bien que les auteurs n’ont aucune connaissance du calcul d’erreur) dont 567 Tcf aux US, 137 Tcf en France, 148 Tcf en Pologne, 802 Tcf en Argentine et 1115 Tf en Chine. Le chiffre de 420 Gb de réserves LTO mondiales est bien supérieur au chiffre EIA2003 de 345 Gb et pour moi il faut le diviser par 10 ! JMJ aurait dû citer ses sources ! Le rapport EIA2013 est complétement discrédité au vu de la situation actuelle. Les inconvénients très importants de la production de pétrole et de gaz des roches-mères avec des puits horizontaux très longs (kms) et une fracturation hydraulique nécessitant des centaines de camions pour l’injection d’eau et de sable, sont acceptés aux US, car les propriétaires du sol sont propriétaires du sous-sol et obtiennent une participation forte aux revenus de la production. Dans le reste du monde le code minier donne la propriété du sous-sol à l’Etat et les locaux n’obtiennent aucune participation aux revenus de la production : ils sont donc très opposés et expliquent le rejet des projets d’exploration et de production des roches-mères, notamment en France, mais aussi en Algérie ! Les estimations USGS de réserves à découvrir sont depuis 2000 des estimations non justifiées sans aucune explication, ni données des découvertes passées: voir -Laherrère J.H. 2000 “Is the USGS 2000 assessment reliable ? “ Cyberconference by the World Energy Council, May 19, Strategic Options http://www.energyresource2000.com, or http://wwww.oilcrisis.com/laherrere/usgs2000/ Il n’y a eu aucune amélioration depuis 2000 (qui elle donnait les découvertes du passé mais elles étaient périmées) ! La production cumulée de pétrole plus les réserves restantes (= réserves initiales) varient suivant les sources, mais grossièrement les données publiques (1P) augmentent de façon linéaire depuis 1950 le ciel est d sans limites alors que les découvertes 2P (backdated) fléchissent se dirigeant vers un ultime (3 Tb ?) -Production US LTO La production US du shale oil (en fait la production vient des réservoirs compacts voisins des roches-mères mais pas de celles-ci et est appelée « light tight oil » = LTO) -Bakken = ultime 5 Gb La production du Bakken au North Dakota est en déclin et son ultime doit être entre 3 et 4 Gb

7

La production du Bakken au Montana & North Dakota a eu un pic en 2015 et le future est modélisé avec un ultime de 5 Gb

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

oil p

rodu

ctio

n kb

/d

year

North Dakota: Bakken oil monthly production

U = 4 Gb

U = 3 Gb

kb/d


0

25

50

75

100

125

0

1

2

3

4

5

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

WTI

$/b

aP/C

P %

cumulative production Mb

Bakken North Dakota monthly oil production Hubbert linearization

1955-2008

Nov2008-Dec2012

Jan 2012-July 2017

WTI $/b


8

L’extrapolation linéaire de la période 2012-2017 tend vers 4 Gb mais l’ultime est pris à 5 Gb

-Eagle Ford = ultime 3 Gb

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

annu

al o

il pr

oduc

tion

Mb

year

Montana & North Dakota Bakken oil annual production

ND + Mo

ND

Montana

U = 5 Gb

Jean Laherrere Oct 2017

0

5

10

15

20

25

30

35

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

aP/C

P%


Montana & North Dakota Bakken HL of oil production 1954-2017

aP/CP%

2012-2017


9

Les données de production varient avec les sources, au Texas le producteur peut attendre 2 ans avant de déclarer sa production exacte. Les valeurs publiées sont donc des estimations et non des mesures. : la meilleure preuve est que l’EIA publie les productions du mois suivant

0

1

2

3

4

5

6

7

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

2005 2010 2015 2020

prod

uctio

n N

G G

cf/d

prod

uctio

n M

b/d

year

Eagle Ford production from RRC & EIA/DPR

oil DPR/EIA

liquids RRC

oil RRC

condensate RRC

gas Gcf/d


2017 prod up to May

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

annu

al p

rodu

ctio

n M

b

year

Eagle Ford HL of oil +condensate production

prod RRC

U = 4 Gb


10

-Permian Basin ultime LTO 13 Gb ?

voir Laherrere J.H. 2016 « San Joaquin, Permian basin oil production & reserves -Comments on Nehring’s 2006 paper on Hubbert’s unreliability » August http://aspofrance.org/files/SJ-PB2016.pdf Le Permian Basin a déjà produit 38 Gb et contient le plus de projets EOR et CO2 aux US http://www.ogj.com/articles/print/volume-112/issue-4/special-report-eor-heavy-oil-survey/co-sub-2-sub-eor-set-for-growth-as-new-co-sub-2-sub-supplies-emerge.html

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1000 2000 3000 4000 5000

aP/C

P%


Eagle Ford HL of oil +condensate production from RRC 2008-2017

2008-2016

2013-2016


0,0

0,3

0,5

0,8

1,1

1,4

1,6

1,9

2,2

2,5

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060

Mb/

d

annu

al p

rodu

ctio

n M

b

year

Permian Basin oil production & forecasts from ultimates

Tx+NM

U = 50 Gb

EIA


11

Certains (dont EIA) confondent EOR et LTO: LTO est EOR mais tout EOR n’est pas LTO

Enno Peters indique la production LTO du Permian à 0,2 Mb/d en 2013 https://shaleprofile.com/index.php/2017/09/14/permian-update-through-may-2017/ Permian – update through May 2017

0

1

2

3

4

5

6

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

aP/C

P%

cumulative oil production Gb

Permian Basin oil production Hubbert linearization 1924-2017

aP/CP %

1972-1983

1983-2007


LTO = 13 Gb?

12

EIA https://www.eia.gov/petroleum/drilling/pdf/permian.pdf compare le Permian global avec le LTO du Bakken comme si tout la production du Permian était LTO

13

Les puits horizontaux ont vraiment démarré en 2010, mais aussi avec une fore augmentation des puits verticaux fracturés.

L’extrapolation linéaire (HL) de la croissance de la production ne marche pas

14

Il n’y a donc pas de données production LTO pour le Permian Basin. J’ai donc modélisé la production passée à partir du pic 1973 à 750 Mb/a avec un déclin de 3%/a et la coincidence est parfaite jusqu’en 2004. J’ai donc conclu que le LTO était représenté par les données EIA moins le déclin à 3% du passe 1973-2004 L’extrapolation linéaire de la production globale sur la période 1983-2006 tend vers 37 Gb La valeur en 2017 est très haute et nous supposons qu’elle tendra vers 50 Gb (valeur arrondie) laissant un ultime de 13 Gb pour, le LTO L’extrapolation linéaire HL de la production LTO tend pour la période 2012-2017 tend vers 9 Gb, mais l‘ultime 13 Gb est aussi possible

0

1

2

3

4

5

6

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

aP/C

P%


Permian Basin oil production Hubbert linearization 1924-2017

aP/CP %

1972-1983

1983-2006


LTO = 13 Gb?

15

La production globale (en vert) est modélisée (en orange) avec un ultime de 50 Gb ? La production LTO (en bleu) est modélisée pour un ultime de 13 Gb. La production globale future est donc l’addition des prévisions LTO (U=13 Gb avec 10 Gb encore à produire) et de la production déclin 3% (avec encore 5,9 Gb à produite) Il faut remarquer la coincidence entre mon modèle du LTO et les données EIA/FAQ (voir plus loin)

0

5

10

15

20

25

30

35

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

aP/C

P%


Permian Basin LTO oil production Hubbert linearization 2004-2017

aP/CP%

2012-2017


LTO = 13 Gb?

0,0

0,3

0,5

0,8

1,1

1,4

1,6

1,9

2,2

2,5

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060

Mb/

d

annu

al p

rodu

ctio

n M

b

year

Permian Basin oil production & forecasts from ultimatesdecline3% + U=13 Gb U = 50 Gb Tx+NM = convdecline 3%U LTO = 13 GbLTO =all-decline3%LTO EIA/FAQall PB EIA


16

IHS vient de sortir une estimation de 60-70 Gb de réserves encore à produire dans le Permian Basin dans le titre, mais dans le texte c’est 60-70 millions ! Personne ne sait arrêter à ce petit détail ! ce texte a été repris par beaucoup de médias sans correction

L’augmentation de la production des puits verticaux a plafonné en 2014

EIA a publié les réserves du Permian Basin en 2015 = 782 Mb En fait dans ce rapport ils vendent des données de tops (440 000 puits) et non des estimations de réserves. IHS est une compagnie de « scouting », capable de dénicher les estimations des pétroliers et de vendre ces données mais ils sont incompétents en matière d’estimation de réserves car pour l’être il faut le pratiquer : les experts d’IHS n’ont ni des explorateurs, ni des producteurs (combien d découvertes, de développements chez IHS ?), ils sont des collecteurs d’informations et de bons cartographes. -US LTO Le bilan du LTO US est donc pour Bakken, Eagle Ford est un ultime de 22 Gb avec un pic autour de 4 Mb/d de 2015 à 2017, mais un déclin à 2 Mb/d vers 2025.et une production très faible en 2050.

17

Mais les prévisions de l’EIA AEO 2017 pour la production cumulée LTO de 2005 à 2050 est supérieure à 80 Gb, mais l’évolution des prévisions de AEO 2015 à AEO2017 est chaotique : pour 2040 en Mb/d : 4,3 en 2015, 7,1 en 2016, 6,3 en 2017 ! Les incohérences de l’EIA apparaissent sur ce graphique la production LTO est donnée en 2015 à plus de 5 Mb/d par PDR, mais à seulement 3,3 dans le tableau T2 des réserves EIA dans “frequently asked questions “How much shale (tight) oil is produced in the United States? https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=847&t=6

0,0

0,5

1,1

1,6

2,2

2,7

3,3

3,8

4,4

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Mb/

d

Mb

year

US main LTO production

PB+Ba+EF

U = 22 Gb

Permian Basin LTO

U = 13 Gb

Bakken Mo +ND

U = 5 Gb

Eagle Ford

U = 4 Gb


0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

cum

ulat

ive p

rodu

ctio

n sin

ce 2

005

Gb

Mb/

d

year

US LTO production from different sources of EIA & OPEC

OPECEIA FAQDPRAEO2015 LTOAEO2016 LTOAEO2017 LTOUS reserves T2CP since 2005 AEO2015CP since 2005 AEO2016CP since 2005 AEO2017


18

Les réserves LTO sont en baisse en 2015 = 11,6 Gb contre 13,4 Gb en 2014 https://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/index.php

Les données EIA/PDR sont fausses car le Permian est pris globalement

Mais EIA dans “frequently asked questions “How much shale (tight) oil is produced in the United States? https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=847&t=6 donne le détail mensuel des divers LTO, sans donner le total, qui ne coincide pas avec ses autres tableaux J’ai donc produit ce graphique mensuel de 2000 à aout 2017 donnant le détail et le total

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

kb/d

year

US LTO monthly production from EIA/DPR

all LTO

BENP

Permian Basin

Eagle Ford

Bakken

Niobrara

Jean Laherrere Nov 2016

19

Il faut remarquer que la production annuelle du Permian Basin de 2000 à 2007 autour de 200 000 b/d est en contradiction avec mon modèle où le conventionnel est le déclin à 3% de la production 1973-2004 (voir plus haut) : le LTO n’existait pas en 2000 ! -LTO dans le reste du monde Le pétrole de roche-mère (aux US la production ne vient pas de la roche-mère, mais de réservoirs compacts proches, d’où son nom de huile compacte) est accepté aux US à cause du code minier (les propriétaires du sol propriétaires du sous-sol recoivent une part importante des revenus) mais ce n’est pas le cas dans le reste du monde. Certains pays dont la >France ont interdit la production de LTO. Il n’y a pratiquement pas de production LTO hors US, à part l’Argentine avec la formation Vaca Muerta dans le bassin du Neuquen Mais la production de pétrole LTO est insignifiante le principal producteur est YPF avec 40 000 b/d en 2017 (23 000 en 2015), bien que la production par puits semble similaire d’après Rystad, mais les résultats sont huile et gaz en boe/d

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

2000 2005 2010 2015 2020

Mb/

d

year

US LTO monthly production from EIA/FAQ (up to Aug 2017)

all

TX & NM Permian

Eagle Ford (TX)

Bakken (ND & MT)

Spraberry (TX & NM Permian)

Wolfcamp (TX & NM Permian)

Bonespring (TX & NM Permian)

Niobrara-Codell (CO, WY)

Yeso & Glorieta (TX & NM Permian)

Delaware (TX & NM Permian)

Utica (OH, PA & WV)

Woodford (OK)

Austin Chalk (LA & TX)

Granite Wash (OK & TX)

Marcellus (PA,WV,OH &NY)

Monterey (CA)

Haynesville (LA, TX)

Jean Laherrere Oct 2017 https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=847&t=6

20

Pour le pétrole seul c‘est maigre, moins de 30 000 b/d soit 100 fois moins que le LTO US. http://www.allaboutshale.com/argentina_shale_production_emanuel_martin/

21

Le nombre de puits forés est insignifiant par rapport aux US et en forte baisse en 2016

La principale production est celle de gaz dans le centre du basin Les cartes varient suivant les sources EIA/ARI 2013

22

Rystad

23

Les prévisions 2013 mondiales de LTO sont un pic de 6 Mb/d d’après l’AIE

24

Il faut rappeler que l’incertitude sur le « oil supply » mondial est de l’ordre de 3 Mb/d, qui est la variation entre sources

Le LTO mondial aura un pic en 2030 égal à juste 2 fois l’imprécision du « oil supply » : il ne doit donc pas bouleverser la production pétrolière comme le prétendent de nombreux medias. -page 44 2e colonne: le gaz est une ressource énergétique dont le transport sur de grandes distances est difficile (5 à 10 fois plus cher par kilowattheure transporté que le pétrole)

-4,5

-4

-3,5

-3

-2,5

-2

-1,5

-1

-0,5

0

0,5

1

1,5

2

2,5

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

dif.

prod

uctio

n M

b/d

year

Difference for world oil supply between EIA, IEA, OPEC & BP

diff IEA-OPEC

diff IEA-EIA

diff OPEC-EIA

diff BP+biof-EIA

Jean Laherrere Ap 2017

BP does not include biofuels into oil supply in contrary to EIA and IEA

on Nov 2016 EIA reports monthly liquids (oil supply) production data only up to Oct 2015, now only crude oil & condensate production

25

Il est étrange de donner le coût du transport de pétrole en kilowattheure, le watt est défini comme un joule par seconde = J/s, le kilowattheure est donc 1000 x J/sx3600 s = 3,6 MJ il suffisait de dire par quantité d’énergie ou par Joule (unité d’énergie) ou par tonne équivalent pétrole = tep = 42 GJ Le kWh est utilisé pour l’énergie électrique et non le pétrole et le gaz ! La conclusion est grandiloquente : Libérer nos économies de leur dépendance à l’égard du carbone est un défi immense. Le relever n’en est pas moins incontournable, et est l’une des rares façons de faire retrouver à la France sa grandeur en Europe et à l’Europe sa place d’inspirateur du monde moderne. Je tiens à rappeler à tous ceux qui vantent les résultats de la COP 21 que les accords conclus à Paris ne sont pas contraignants. Les pays en développement ne feront pas d’efforts pour diminuer la pollution, n’attendant qu’une part des 100 G$ annuels qui devraient leur être distribués (adoption 54). L’accord, contrairement aux dires de L. Fabius n’est pas contraignant, car aucun contrôle, ni sanction ne sont prévues. De plus les INDC (Intended Nationally Determined Contributions) ont été rédigées par chaque Etat et souvent les réductions d’émissions promises sont par rapport à un BAU (business as usual) souvent supérieur à la réalité et en se basant sur une année du passé qui était élevé. Les engagements de la Chine et de l’Inde sont de réduire en 2030 les émissions de GES par dollar du PIB, mais sans indiquer quel PIB. La Banque mondiale publie 4 PIB : $ courant, $ constant, PPA (parité pouvoir achat) $ courant, PPA $ constant.

Le classement mondial du PIB en 2016 met au premier rang la Chine en PPA (21,4 T$ Chine, 18,6 T$ US, 2,8 T$ France) et les US en dollar courant (18,6 T$ US, 11,2 T$ Chine, 2,5 T$ France). La Chine doit réduire ses émissions (MtCO2)/PIB à un niveau égal à 60+65% de 2005

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

GD

P T$

year

World GDP from WB

GDP PPP $

GDP PPP $2011

GDP current T$

GDP T$2010


26

Les émissions kgCO2/$ de la Chine varient suivant le temps et suivant les définitions de PIB mais 2005 est un pic

Le pourcentage émissions/PIB par rapport à la valeur de 2005 est en baisse et la valeur 60-65 % est pratiquement atteinte en 2014 (dernière valeur) , même dépassée pour le PIB en dollar courant et les valeurs émissions BP

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030

kgC

O2/

$

year

China CO2 emissions per GDP

kgCO2/$ BP

kgCO2/$2010 BP

kgCO2/$2005 IEA 2015

kgCO2/$2005 IEA 2016

kgCO2/$2005PPP IEA2015

kgCO2/$2005PPP IEA2016


China INDC-peak CO2 emissions < 2030-lower CO2/GDP in 2030 to 60-65% 2005 level

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030

100%

=200

5

year

China CO2 emissions per GDP $ percentage from 2005 level

$2010 BP

$ BP

$2005 IEA2016

$2005 PPP IEA2016

INDC


China INDC COP21-peak CO2 emissions < 2030-lower CO2/GDP in 2030 to 60-65% 2005 level

27

Il en est de même pour l’Inde qui a besoin de charbon, alors que la Chine qui a atteint en 2013 un pic de 2,9 t par habitant contre 0,5 pour l’Inde, soit près de 6 fois ! La Chine réduit sa consommation de charbon pour diminuer, non pas la pollution du CO2 qui ne tue pas, mais la pollution des particules qui tue par millions

L’Inde doit rattraper son retard immense charbon par rapport à la Chine L’Inde s’est commis à réduire en 2030 aussi ses émissions/PIB comme la Chine à 65-67% du niveau de 2005 Le pourcentage émissions BP/PIB $ courant est déjà en 2016 à ce niveau : l’Inde n’a donc aucun effort à faire.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

1950 1975 2000 2025 2050 2075 2100

coal

pro

duct

ion

par c

apita

t

year

China & India coal production per capita 1950-2100

China prod/cap t

India prod/cap t

Jean Laherrere June 2017

population forecasts UN 2015ultimate coal Gt:China 150India 100

28

En conclusion il ne faut pas décarboner l’Europe, il faut changer de mode de vie, car la société de consommation actuelle est basée sur l’énergie bon marché et sans limite. L’énergie est encore abondante, mais elle va plafonner, alors que la population explose en Afrique, où rien n’est vraiment fait pour la réduire (il faut augmenter l’éducation des filles mais Boko Haram et les talibans sont contre). : de plus le coup est parti il y a 20 ans pour ceux qui migrent en Europe L’enquête ASPO France Delphi 2017 la moyenne des 12 réponses montre un pic avant 2020 pour les liquides (au contraire des prévisions AIE et EIA

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

100%

=200

5

year

India emissions kgCO2/GDP$ percentage from 2005 level

$2010 BP

$ BP

$2005 IEA2016

$2005 PPP IEA2016

INDC


INDC India COP21to reduce emissions/GDP by 33-35% from 2005 level2016 = 33% reduction for GDP $

29

Pour l’énergie primaire la moyenne des 8 réponses montre un fléchissement net par rapport aux prévisions AIE et EIA

Il faut abandonner notre société de consommation à tout va ou comme sœur Anne on attend tous les jours la croissance ! Mais les gens n’aiment pas changer, c’est aux autres à le faire. Espérons que les nouvelles générations seront plus téméraires.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

2000 2010 2020 2030 2040 2050

prod

uctio

n M

b/d

année

Delphi 2017 liquides (12 rép) & AIE WEO2016 (trait), EIA/IEO2017 (point)

tous liq

liq conv

EIA/IEO2017 liq

AIE WEO2016 NP liq

AIE WEO2016 NP conv liq

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

2000 2010 2020 2030 2040 2050

éner

gie

prim

aire

Gte

p

année

Delphi 2017 TE & AIE WEO2016 (trait), EIA/IEO2017 (point)

énergie primaire

pétrole

charbon

gaz

nucléaire

Documents

Décarboner l’Europe : un programme d’avenir Par JM ... · 1 Jean Laherrere 2 octobre 2017 Commentaires sur article J&R 727 (la Jaune et la Rouge aout-septembre 2017) pages 42-45