Le carburant qui remplira les réservoirs de nos voitures dans vingt ou trente ans n'aura plus grand-chose à voir avec l'or noir traditionnel. À terme, ce pétrole « recomposé » sera un mariage chimique artificiel, créé à partir des éléments constitutifs des hydrocarbures et tirés de sources variées.

L'essence tirée du pétrole présente encore bien des attraits qui justifient son utilisation durant les prochaines décennies : facilement stockable sans précautions particulières, facile à utiliser par simple ravitaillement à une pompe et d'autonomie satisfaisante pour le volume d'un réservoir de quelques dizaines de litres…

L'hydrogène est certes souvent évoqué comme carburant de l'avenir. Mais s'il doit jouer un rôle, ce sera d'abord et surtout au sein de piles à combustible destinées à des véhicules hybrides, associant un moteur électrique et un moteur à combustion classique. Car l'hydrogène n'est pas à proprement parler une source d'énergie. On ne le trouve pas à l'état libre sous une forme directement exploitable. Et il présente de lourds inconvénients : cher, facilement inflammable, difficile à détecter et à stocker…

Dans un premier temps, il s'agira encore et pour une très grande part d'un pétrole dit « conventionnel », c'est-à-dire dont la densité est inférieure à celle de l'eau. Une caractéristique qui le rend fluide, donc facile à récupérer et, par voie de conséquence, économiquement rentable.

Du conventionnel au non conventionnel

Les réserves de pétrole conventionnel, situées pour moitié au Moyen-Orient, sont actuellement estimées à quelque 140 milliards de tonnes, ce qui, au rythme de la consommation mondiale actuelle, correspond approximativement à une quarantaine d'années d'autonomie. Les réserves étaient du même ordre il y a déjà un demi-siècle, mais la découverte de nouveaux gisements avait jusque-là compensé notre consommation. Une situation qui ne saurait se poursuivre encore très longtemps, la plupart des géologues prévoyant un déclin de la production dès 2010. Et ce malgré l'exploitation de gisements de plus en plus « difficiles », notamment de l'offshore profond (c'est-à-dire situé à plus de 2 000 mètres). D'où l'intérêt des pétroles lourds, « non conventionnels », dont les réserves sont encore plus grandes et dont le taux de récupération n'est actuellement que de 1 % du volume extrait. Des pétroles qui offrent des perspectives d'avenir d'autant plus intéressantes que leurs sites d'extraction se situent, pour la plupart, dans des pays politiquement moins sensibles que ceux du Moyen-Orient.

Ils se présentent sous la forme d'une substance épaisse et collante (le bitume) agglutinée au sable et à l'argile, dont l'extraction demande parfois beaucoup d'énergie, car de la vapeur doit être injectée sous pression pour chauffer le bitume afin qu'on puisse le pomper. Par ailleurs les sous-produits utilisés posent encore quelques problèmes environnementaux, les méthodes employées nécessitant de grandes quantités d'eau et de solvants. Mais en certains endroits, les gisements de sables bitumineux sont suffisamment proches de la surface pour pouvoir être extraits à ciel ouvert.

Le cap de la faisabilité technique est d'ailleurs déjà franchi dans l'ouest canadien, avec l'exploitation des sables bitumineux de la région d'Athabasca dont les réserves sont estimées à 1 700 milliards de barils, dont 250 récupérables… soit l'équivalent des réserves actuelles de l'Arabie Saoudite ! Démarrée il y a plus de 30 ans, la production de ces bitumes atteignait 700 000 barils/jour en 2002. Et l'année 2003 a vu débuter l'exploitation de la mine de Muskeg, la production de pétrole synthétique près de Fort Saskatchewan, en Alberta, ainsi que la mise en service de l'usine de valorisation de Scotford qui devrait ajouter quelque 155 000 barils/jour supplémentaires à la production canadienne de bitumes. Extraits de sables ou de schistes, ils nécessitent beaucoup d'énergie pour être traités et transformés en un pétrole synthétique de qualité. Mais, si les coûts associés à la production de ces bitumes sont importants, les Canadiens ont déjà réussi à les baisser de plus de moitié : de 30 à 14 dollars le baril. Les recherches se poursuivent activement pour réduire encore ces coûts, déjà proches des coûts de production des pétroles conventionnels.

Conversions profondes et GTL …

De nombreux projets existent également dans le domaine dit des « conversions profondes », qui permettent de produire des pétroles de synthèse à partir de sources carbonées (sables asphaltiques, schistes bitumineux) que l'on enrichit artificiellement en hydrogène afin d'obtenir un hydrocarbure dont on puisse extraire chimiquement des produits combustibles (essence, gazole, fuel domestique, kérosène, etc.) et tous les produits utilisés en pétrochimie.

La source peut être aussi, tout simplement, du charbon. Compte tenu de la pollution qu'entraîne sa combustion directe, l'utilisation massive du charbon pose aujourd'hui problème, notamment dans le cadre des accords de Kyoto. En revanche, le carbone qu'il renferme pourrait avantageusement être extrait puis associé à de l'hydrogène – tiré par exemple de la biomasse – pour redonner l'assemblage moléculaire ressemblant aux hydrocarbures utilisés actuellement. Pour cela, le charbon doit être liquéfié ou gazéifié. Une opération qui nécessite là encore beaucoup d'énergie. Mais, si cette dernière est d'un coût modéré, le résultat final peut nous assurer un approvisionnement en carburant pour le reste du siècle. Une autre méthode envisagée en parallèle, dite « conversion GTL » (Gaz to liquid), consiste à partir de gaz naturel (CH4) auquel on aura, au contraire de l'hypothèse précédente, retiré de l'hydrogène. Cette technique, consistant à transformer le gaz naturel en un carburant synthétique liquide, permet d'exploiter de petits gisements délaissés parce que trop éloignés des lieux de consommation ; un hydrocarbure étant plus facilement transportable sous forme liquide, ce que permet le GTL. Or il faut savoir que plus de la moitié des réserves de gaz naturel est représentée par une multitude de petits gisements, trop dispersés pour être économiquement exploitables dans les conditions habituelles. L'installation d'unités GTL rend donc possible cette exploitation, en éliminant par ailleurs l'essentiel du soufre et autres polluants (composés aromatiques notamment) qu'ils renferment.

Des unités déjà exploitées

D'ores et déjà, de petites accumulations de gaz en mer du Nord, pour lesquelles la construction d'un gazoduc n'est pas rentable, vont recourir à la technologie GTL. Les Américains commencent également à utiliser cette technique GTL pour certains de leurs gisements conventionnels en Alaska, notamment ceux de North Slope et de Prudhoe Bay. Leur production va décliner dès les prochaines années, mais le gaz naturel y étant abondant, sa conversion en liquides permettra le maintien en service d'installations qui à moyen terme auraient été condamnées.

Certains objectent que ces hydrocarbures rejetteront dans l'atmosphère du gaz carbonique, avec le risque d'aggraver l'effet de serre. À cette critique les spécialistes répondent que les futurs véhicules hybrides, utilisant conjointement un moteur à combustion propre et un moteur électrique alimenté par une pile à combustible, réduiront considérablement ces émissions de gaz carbonique par rapport aux véhicules actuels, eux-mêmes déjà bien moins polluants que ceux d'il y a quelques années. Toujours est-il que des constructeurs d'installations pétrolières se positionnent déjà sur ce marché qui va exploser dans les années à venir, la technologie GTL devenant plus compétitive…

L'Afrique du Sud fut ainsi la première à s'engager dans cette voie des hydrocarbures de synthèse, notamment pour contourner l'embargo économique lié à sa politique d'apartheid. Dès 1955, la société Sasol produisait du carburant synthétique à partir de charbon. Rien d'étonnant à ce que cette entreprise (qui possède trois usines totalisant 45 000 barils/jour) soit aujourd'hui leader dans son domaine et signe de nombreux accords avec des compagnies pétrolières pour la construction d'unités GTL. Quelques autres unités existent également, depuis une dizaine d'années, en Malaisie et en Nouvelle-Zélande…

Une industrie en mutation

Bien que la perspective d'un pic de production du pétrole traditionnel soit envisagée à l'horizon 2020-2030, la pénurie, en matière de combustibles fossiles ne serait donc pas pour demain. À condition de résoudre les problèmes techniques qui rendront ces alchimies possibles, sans risque pour l'environnement et dans le meilleur contexte économique possible.
Le développement de ces technologies – pour lesquelles le secret industriel est encore de mise tant les enjeux sont importants – devra trouver des conditions économiques favorables.
Mais, lorsque le cap de la rentabilité aura été atteint, il est vraisemblable que les carburants de synthèse deviendront d'un usage courant. Ils pourraient même occuper une place prépondérante dans la seconde moitié du XXIe siècle.