The Energy Outlook
Part II
“As the source of two-thirds of global greenhouse-gas emissions, the energy sector will be pivotal in determining whether or not climate change goals are achieved. “
Source: OECD/IEA, 2013
International Energy Agency
9 rue de la Fédération
75739 Paris Cedex 15, France
www.iea.org
Me parece especialmente importante un párrafo que abre una ventana a la esperanza:
"Enhancing energy competitiveness does not mean diminishing efforts to tackle climate change."
Realzar la competitividad energética no significa disminuir los esfuerzos para abordar el cambio climático.
"The WEO Special Report: Redrawing the Energy-Climate Map, published in June 2013 identified four pragmatic measures – improving efficiency, limiting the construction and use of the least-efficient coal-fired power plants, minimising methane emissions in upstream oil and gas, and reforming fossil-fuel subsidies – that could halt the increase in emissions by 2020 without harming economic growth."
El informe especial del WEO (World Energy Outlook – Panorama Energético Mundial) Redibujando el Mapa Clima-Energía publicado en junio de 2013, identifica cuatro medidas pragmáticas: mejorar la eficiencia energética, limitar la construcción y empleo de las menos eficientes plantas de energía en base a carbón, minimizar las emisiones de metano en las instalaciones upstream de petróleo y gas y reformar los subsidios a los combustibles fósiles. Todo lo cual podría detener el incremento de emisiones [de gases de efecto invernadero] hacia 2020, y hacerlo sin afectar el crecimiento económico.
For our French readers we also add the second part of the analysis of Le Monde’s blogger Matthieu Auzanneau, « Pétrole : hormis les non-conventionnels américains, la production mondiale a baissé en 2013 » (« Oil : except for US non-conventionals, world production in 2013 has decreased »)
Mauricio López Dardaine
From the 2013 executive summary of the International Energy Agency:
Who has the energy to compete?
Energy price variations are set to affect industrial competitiveness, influencing investment decisions and company strategies. While regional differences in natural gas prices narrow in our central scenario, they nonetheless remain large through to 2035 and, in most cases, electricity price differentials persist. In many emerging economies, particularly in Asia, strong growth in domestic demand for energy-intensive goods supports a swift rise in their production (accompanied by export expansion). But relative energy costs play a more decisive role in shaping developments elsewhere. The United States sees a slight increase in its share of global exports of energy-intensive goods, providing the clearest indication of the link between relatively low energy prices and the industrial outlook. By contrast, the European Union and Japan both see a strong decline in their export shares – a combined loss of around one-third of their current share.
Searching for an energy boost to the economy
Countries can reduce the impact of high prices by promoting more efficient, competitive and interconnected energy markets. Cost differentials between regional gas markets could be narrowed further by more rapid movement towards a global gas market. As we examine in a Gas Price Convergence Case, this would require a loosening of the current rigidity of liquefied natural gas (LNG) contracting structures and oil-indexed pricing mechanisms spurred by accelerated gas market reforms in the Asia-Pacific region and LNG exports from North America (and an easing of costs for LNG liquefaction and shipping). There is also potential in some regions, notably China, parts of Latin America and even parts of Europe, to replicate at smaller scale the US success in developing its unconventional gas resources, though uncertainty remains over the quality of the resources, the costs of their production and, in some countries, public acceptance for their development.
A renewed focus on energy efficiency is taking hold and is set to deliver benefits that extend well beyond improvements in competitiveness. Notable policies introduced over the past year include measures targeting efficiency improvements in buildings in Europe and Japan, in motor vehicles in North America and in air conditioners in parts of the Middle East, and energy pricing reforms in China and India. As well as bringing down costs for industry, efficiency measures mitigate the impact of energy prices on household budgets (the share of energy in household spending has reached very high levels in the European Union) and on import bills (the share of energy imports in Japan’s GDP has risen sharply). But the potential for energy efficiency is still far from exhausted: two-thirds of the economic potential of energy efficiency is set to remain untapped in our central scenario. Action is needed to break down the various barriers to investment in energy efficiency. This includes phasing out fossil-fuel subsidies, which we estimate rose to $544 billion worldwide in 2012.
Enhancing energy competitiveness does not mean diminishing efforts to tackle climate change.
The WEO Special Report: Redrawing the Energy-Climate Map, published in June 2013 identified four pragmatic measures – improving efficiency, limiting the construction and use of the least-efficient coal-fired power plants, minimising methane emissions in upstream oil and gas, and reforming fossil-fuel subsidies – that could halt the increase in emissions by 2020 without harming economic growth. This package of measures would complement the developments already envisaged in our central scenario, notably the rise in deployment of renewable energy technologies. Governments need, though, to be attentive to the design of their subsidies to renewables, which surpassed $100 billion in 2012 and expand to $220 billion in 2035. As renewables become increasingly competitive on their own merits, it is important that subsidy schemes allow for the multiple benefits of low-carbon energy sources without placing excessive burdens on those that cover the additional costs. A carefully conceived international climate change agreement can help to ensure that the energy-intensive industries in countries that act decisively to limit emissions do not face unequal competition from countries that do not.
Hormis les non-conventionnels américains,
la production mondiale a baissé en 2013
la production mondiale a baissé en 2013
2ème Partie
Source : Matthieu Auzanneau, “Oil Man”, Le Monde’s, juin 2014.
De nouveaux indices apparaissent à l'examen des chiffres de la production mondiale 2013 publiés par Washington. Le bilan de l'année passée est l'occasion de comparer à nouveau le verre à moitié vide au verre à moitié plein.
Le verre à moitié plein, d'abord. A première vue, 2013 semble avoir été un cru honnête pour Big Oil. Après un solide rebond en 2012 (le plus fort en dix ans après celui du lendemain de la guerre d'Irak), le flot mondial de pétrole brut pompé tout autour du globe, en dehors des agrocarburants et autres pétroles de synthèses, s'est maintenu et même très légèrement accru l'an dernier : + 0,2 % selon Washington, soit un peu plus de 76 millions de barils par jour.
Qui l'eût cru ? Le premier, le plus vieux des pays de l'or noir, celui-là même dont la production sénescente menaçait d'entraîner dans sa propre chute la totalité des extractions mondiales, serait en passe de sauver la planète pétrole. Sacrés Américains, ils ne pouvaient faire moins qu'un retournement de situation hollywoodien. La cavalerie yankee charge contre tout espoir à la dernière minute, et de même, grâce au pétrole de schiste et à la fracturation hydraulique, l'industrie pétrolière nord-américaine réussit pour l'heure à se ressusciter.
Mais gare, un vicieux canyon se dresse sur le chemin du retour. Big Oil pourrait s'avérer être comme Le Coyote poursuivant en vain Bip Bip, et qui sourit juste avant de comprendre qu'il a les pieds dans le vide.
Le pétrole de schiste (pétrole de roche-mère à plus proprement parler) constitue avec les sables bitumineux du Canada l'une des deux sources de pétroles extrêmes et non-conventionnels dont de nombreux industriels, en France par exemple le directeur scientifique de Total, assurent qu'ils permettront de compenser le déclin des vieux champs de pétrole conventionnel, renvoyant du même coup les Cassandre à leurs chères études.
Deux nouvelles récentes donnent une perspective différente sur le gonflement spectaculaire du flot des pétroles extrêmes et non-conventionnels en provenance d'Amérique du Nord :
1- Les pétroles de roche-mère aux Etats-Unis. Dans son dernier rapport annuel, l'administration Obama de l'énergie persiste une fois encore à doucher le discours volontariste de l'industrie, en soutenant que le boom du pétrole de roche-mère à de grandes chances d'être terminé dans deux ans. A noter dans le graphe qui suit, publié en mai par Washington, le large écart entre le scénario de référence et le scénario "optimiste", fondé sur une hypothèse haute de ressources récupérables :
L'avenir présagé du développement du pétrole de roche-mère est empreint de grandes incertitudes. Certains experts jusqu'ici rangés parmi les "pessimistes" estiment que le boom des "schistes", aux Etats-Unis et bientôt ailleurs, ne fait que commencer. Ces mêmes experts, toutefois, jugent qu'un tel boom, aussi impressionnant soit-il, ne suffira pas à combler longtemps le déclin de la production existante de pétrole conventionnel, et par là à reculer la date du pic pétrolier.
L'un de ces experts, le géologue britannique Richard Miller, ancien prospectiviste de la compagnie BP et auteur d'une analyse remarquée publiée en janvier par la Royal Society à Londres, déclare au Guardian :
« Nous sommes probablement au pic pétrolier aujourd'hui, ou au moins sur ses contreforts. »
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