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ILLUIN Vidore 158

Quelle partie de la production pétrolière du Kazakhstan provient de champs en mer ?

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['Une partie de cette production est issue depuis 2016 de champs se situant en eaux peu profondes (shelf)', 'grâce au lancement de la production du champ géant de Kashagan']

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La taille moyenne des champs pétroliers découverts au Kazakhstan est en déclin depuis les années 1970. La taille moyenne a augmenté légérement au cours des années 2000 de concert avec le nouveau cycle de découvertes lié aux champs offshore. Cependant, ces chiffres ont repris rapidement leur déclin rejoignant la tendance générale. Depuis 2007, seules deux années présentent une valeur supérieure a 25 millions de barils. Il. Historique de production La production d’hydrocarbures liquides du Kazakhstan est en forte hausse depuis le début des années 1990. En 2019 elle représente 710 millions de barils (1,1 Mb/j). Cette production se trouvait depuis 1977 sur un plateau d’environ 150 millions de barils par an. La production d’hydrocarbures du Kazakhstan reste principalement située a terre (84 % en 2019). Une partie de cette production est issue depuis 2016 de champs se situant en eaux peu profondes (shelf), grace au lancement de la production du champ géant de Kashagan. Production a terre et en mer d'hydrocarbures liquides au Kazakhstan (1965-2019) 800 700 @ Shelf (to 125 meters) aD =} f=} Land Millions de barils par an N WwW r= w So fo} oO So o o lo} o b i=) S 0 1965 1975 1985 1995 2005 2015 Source : Rystad UCube 28 juin 2020 Répartition de la production de pétrole brut et de liquides de gaz au Kazakhstan (1960-2019) 800 700 mNGL ™ Condensate £00 Crude Oil wo fo} f=} Millions de barils par an w S fo] lo} So °o N is} fs) B ° fo} ie) 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 28 juin 2020 sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 130

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Quelle partie de la production pétrolière du Kazakhstan provient de champs en mer ?

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['Une partie de cette production est issue depuis 2016 de champs se situant en eaux peu profondes (shelf)', 'grâce au lancement de la production du champ géant de Kashagan']

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Annual production of natural gas liquids (NGL), condensate, and crude oil in the United States from 1960 to 2010, showing a dramatic rise over the decades, especially for crude oil production.

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Quelle partie de la production pétrolière du Kazakhstan provient de champs en mer ?

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['Une partie de cette production est issue depuis 2016 de champs se situant en eaux peu profondes (shelf)', 'grâce au lancement de la production du champ géant de Kashagan']

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The graph depicts the evolution of the area covered by the shelf (up to 125 meters depth) and land over time from 1965 to 2015 in millions of square kilometers on the Norwegian continental shelf, according to data from Rystad UCube as of 28 June 2020.

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Quelle est la tendance générale de la taille moyenne des champs découverts au Kazakhstan au fil du temps ?

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['Augmentation']

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Les découvertes situées en mer sont issues d’un seul cycle de découvertes qui s’est déroulé de 2000 a 2008. Le pic de découvertes a eu lieu en 2000 avec la découverte du champ Kashagan qui contient un volume de prés de 12 milliards de barils. La forte hausse des cours du baril aprés 2008 s'est accompagnée d'une forte hausse des investissements dans la prospection pétroliére au Kazakhstan. Plus de 200 millions de dollars étaient investis dans le pays chaque année entre 2011 et 2018. Cependant le niveau des découvertes est resté trés faible : seulement 170 millions de barils découverts sur cette méme période. Les découvertes de pétrole brut au Kazakhstan, d’environ 36 milliards de barils, sont concentrées a 86% dans 3 champs, Kashagan, Tengiz et Uzen. Les 14% restants sont répartis dans plus de 200 champs.”” 40 35 30 25 20 15 10 Découvertes cumulées en milliards de barils Découvertes et nombre de champs cumulés de pétrole brut au Kazakhstan -e-Onshore+Offshore peu profond 2000 - K “2020 -*-Onshore 50 100 150 200 250 Nombre cumulé de champs découverts par ordre chronologique Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. 10000 1000 100 Millions de barils de pétrole brut (échelle log) b Oo 0,1 Taille moyenne des champs découverts au Kazakhstan e . 4 . Se . | ee 8 . * Te . . = . . 2 ie Py * . : we dud .° ee . E . . * a ae . ‘ eee . 2° =e gl i * . ° -|° . ° ° . ° 1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 129

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Quelle est la tendance générale de la taille moyenne des champs découverts au Kazakhstan au fil du temps ?

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['Augmentation']

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Taille moyenne des champs découverts au Kazakhstan (Average size of fields discovered in Kazakhstan). The image is a log-scale scatter plot showing the evolution of the average size of oil and gas fields discovered in Kazakhstan over time, from 1900 to around 2020, according to data from The Shift Project based on Rystad Energy. The plot suggests that while smaller fields were found earlier, the average field size has generally increased over the decades, with the largest fields being discovered more recently.

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figure

Quelle est la tendance générale de la taille moyenne des champs découverts au Kazakhstan au fil du temps ?

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['Augmentation']

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Discoveries and cumulative number of crude oil fields in Kazakhstan

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Où se situent les découvertes de pétrole en Angola ?

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['Les découvertes de pétrole en Angola sont situées quasi-exclusivement en offshore.']

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Angola LAngola est un pays pétrolier dont les ressources sont essentiellement off-shore. La production a été peu affectée par la guerre civile qui sévissait dans le pays entre 1975 et 2002. La pacification du pays s’est accompagnée d'une forte croissance de la prospection et de la production dans des zones plus complexes techniquement (offshore profond et trés profond). Depuis 2006 les découvertes de pétrole en Angola, exclusivement offshore, sont faibles en volume (4 milliards de barils découverts sur cette période) malgré des dépenses annuelles en exploration qui ont réguligrement dépassé le milliard de dollars entre 2006 et 2015. La taille moyenne des champs découverts est en déclin, ne dépassant pas les 100 millions de barils depuis 2010. La production de pétrole brut en Angola décline fortement depuis 2008 (-26%). Elle représente en 2019 un volume de prés de 510 millions de barils (1,4 Mb/j). Les volumes des champs en production, a la date de 2020, devraient subir une baisse de l’ordre de 75% a 2030 et devenir négligeables a 2050. Les réserves diminuent depuis 2005, et représentent actuellement 5 milliards de barils soit 12 années de production au rythme de 2019. Plus de la moitié de ces réserves présente un point mort estimé supérieur a 40 §, tandis que le point mort des deux tiers de la production actuelle est estimé a moins de 40 $. La production de pétrole brut de l’Angola devrait diminuer d’ici 2030 a 0,7 Mbij, de prés de 50 % par rapport a son niveau de 2019. Malgré un plateau de production anticipé pour la période 2030-2035, la production devrait poursuivre son déclin en raison du manque de potentiel concernant de nouvelles découvertes. En 2050, la production de l’Angola devrait étre tres faible a 0,1 Mbjj. I. Données d’exploration Les découvertes de pétrole en Angola sont situées quasi-exclusivement en offshore. On distingue plusieurs cycles de découvertes liés aux profondeurs d’eau. Si l'on néglige les découvertes a terre, le premier cycle concerne les découvertes réalisées a moins de 125 métres d’eau (offshore peu profond) avec un pic des découvertes en 1982 a 1,5 Découvertes annuelles de pétrole brut en Angola 25 @ Offshore trés profond @ Offshore profond 2,0 @ Offshore peu profond 2 @ Onshore 815 ov mo} 3 210 = : | ID ta. | bul ht. 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 35

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Où se situent les découvertes de pétrole en Angola ?

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['Les découvertes de pétrole en Angola sont situées quasi-exclusivement en offshore.']

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The caption for this image is: "Historical evolution of offshore wind installations by depth according to The Shift Project, based on data from Rystad Energy."

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Quelle est la production cumulée de pétrole brut en Algérie depuis la découverte en 1950 jusqu'à présent?

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['12 milliards de barils']

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Algerie La découverte de pétrole en Algérie remonte aux années 1950, lorsque le pays était sous administration francaise. Aprés lindépendance du pays en 1962, I’exploitation des hydrocarbures est confiée a un organisme paritaire, |'Organisme Saharien, afin de s‘assurer que les droits des entreprises francaises dans le pays soient respectés. La loi de 1971 entérine la nationalisation de l'ensemble du secteur des hydrocarbures. A ce jour, le pétrole brut produit en Algérie est issu de champs situés a terre. Cette production est en déclin de 25 % depuis 2007, lorsqu’elle représentait 510 millions de barils (1,4 Mb/j). Les découvertes cumulées ont faiblement augmenté depuis 2000 de 1,2 milliards de barils (+4,5 %) malgré une période de prix élevé du baril. La multiplication des mises en production de champs de taille tendanciellement décroissante se conjugue au fait que les deux-tiers des réserves restantes présentent un point mort estimé trés élevé, supérieur a 100 $ par baril. La quasi-totalité de la production a la date de 2020 provient de champs dont la date de découverte est antérieure a 2000. La production de ces champs devrait diminuer de prés de 50% a 2030 et de 92% a 2050. Résultat du taux élevé de déplétion des réserves (79 %) et des faibles perspectives de renouvellement, la production de pétrole brut de l’Algérie devrait poursuivre son déclin a un rythme comparable a celui observé depuis le pic de 2007, pour s‘établir en 2030 38% en dessous du niveau de 2019 (0,7 Mb/j), et 65 % en dessous en 2050 (0,4 Mb/j). I. Données d’exploration Les découvertes de pétrole brut en Algérie se situent a ce jour exclusivement a terre. Le champ d’Hassi Messaoud découvert en 1956 est de loin le plus important en termes de réserves avec plus de 11 milliards de barils. Ce premier cycle de découverte démarré en 1956 s'achéve au début des années 1970. Un second cycle démarre au début des années 1990 pour environ cing ans, mais le pic des découvertes culmine cette fois a seulement 2 milliards de barils, avec notamment les champs de Ourhoud et Hassi Berkine. Découvertes annuelles de pétrole brut en Algérie 12 @ Offshore trés profond @ Offshore profond lf Offshore peu profond = Onshore Milliards de barils a 0 ths aol. 1 ad. io ll 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey

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Quelle est la production cumulée de pétrole brut en Algérie depuis la découverte en 1950 jusqu'à présent?

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['12 milliards de barils']

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La figure montre l'évolution historique de la profondeur des puits de pétrole brut en Algérie entre 1950 et 2020. Elle distingue quatre types d'exploration pétrolière : onshore (à terre), offshore peu profond (en mer peu profonde), offshore profond et offshore très profond (en mer très profonde). La majorité de l'activité d'exploration s'est concentrée dans les années 1950 à 1970 avec un pic autour de 1960 pour l'onshore. L'offshore profond et très profond n'a réellement démarré qu'à partir des années 2000.

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Quelle est la tendance générale des champs découverts aux États-Unis depuis 1900 ?

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['Augmentation puis déclin avec un pic autour de 1970']

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Taille moyenne des champs découverts au Etats-Unis _~ 10000 ele) ° 2 2 . = 1000 + *- Ss S “8 > e ° . . 6 : . Ao = $ 5 ‘e100 ’ ee an a q é ° oe as e e 10 . « g ETT ae [te may [veer . ry - ° na * be . ig od ¥ o . a 3s fy a = fe} S o1 1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. ll. Historique de production hors LTO La production d’hydrocarbures liquides conventionnels (pétrole brut, condensats et liquides de gaz) est en déclin depuis 1970 lorsquelle avait atteint un pic de prés de 4 milliards de barils (11 Mb/j). Ce pic avait été anticipé par l’ingénieur pétrolier Marion King Hubbert en 1954. En 2019, le volume d’hydrocarbures produit ne représentait plus que 1,7 milliard de barils (4,7 Mb/j) soit une baisse de 54 % par rapport au niveau de 1970. Le développement de I’extraction des hydrocarbures en mer a permis de limiter en partie le déclin da aux hydrocarbures extrait a terre (-71 % depuis 1970). Production a terre et en mer d'hydrocarbures liquides conventionnels aux Etats-Unis (1900-2019) 4500 4000 @ Ultra deepwater (1500+ meter) @ Deep water (125-1500 meter) 3500 c @ Shelf (to 125 meters) oO & 3000 Land a 2 E 2500 a % 2000 a i= 2 1500 = 1000 500 () 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 27 octobre La production d’hydrocarbures liquides conventionnels aux Etats-Unis est composée en 2019 a77 % de pétrole brut, une proportion relativement stable depuis 1970 lorsque le pétrole brut représentait 79 % de la production totale. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 69

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Quelle est la tendance générale des champs découverts aux États-Unis depuis 1900 ?

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['Augmentation puis déclin avec un pic autour de 1970']

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The image caption is "Production à terre et en mer d'hydrocarbures liquides conventionnels aux États-Unis (1900-2019)", which translates to "Production of conventional liquid hydrocarbons on land and at sea in the United States (1900-2019)".

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Quelle est la tendance générale des champs découverts aux États-Unis depuis 1900 ?

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['Augmentation puis déclin avec un pic autour de 1970']

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A scatter plot showing the exponential growth of energy transitions over time, from 1900 to the present day, with each dot representing a specific energy transition event and its magnitude measured on a logarithmic scale.

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Quelle est la tendance générale des découvertes cumulées de pétrole brut en Russie ?

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['augmentation progressive', 'hausse continue']

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Les découvertes cumulées de pétrole brut en Russie représentent en 2020 pres de 254 milliards de barils répartis dans 1770 champs. Seul 2 % du volume total découvert (répartis dans 20 champs) ne se situe pas a terre. Lefficacité de exploration pétroliére est de plus en plus réduite : le premier tiers des champs découverts représentait un volume de 162 milliards de barils, le tiers suivant ne correspondait a un volume de 59 milliards de barils et enfin le dernier tiers représentait un volume de seulement 32 milliards de barils. Découvertes et nombre de champs cumulés de pétrole brut en Russie 0 = 300 a -e-Onshore+Offshore peu profond+Offshore profond 3 250 =eOnshore+Offshore peu profond me} G -*Onshore \ = “2020 = 200 i o ® Ra) 150 mJ £ 3 © 100 vo c g 5 50 ° is) oO a ie) 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Nombre cumulé de champs découverts par ordre chronologique Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. La taille moyenne des champs pétroliers découverts en Russie est en déclin continu des années 1960 aux années 2000. Entre 1960 et 1970 la taille moyenne des champs découverts était quasi systématiquement supérieure a 100 millions de barils. Entre 1970 et 1990, ce seuil évolue entre 50 et 100 millions de barils. Lors de la décennie 2000, la taille moyenne était globalement inférieure a 50 millions de barils. Au cours des 20 derniéres décennies, le déclin tendanciel de la taille moyenne des champs découverts s'est interrompu. Taille moyenne des champs découverts en Russie moyenne champs en _~ 10000 or) ° Ee} 2 v £ S @ 1000 * = . 7) . e el @ 2 . 4a a's eo ee . @ 100 — ale Teck A . “4 a SS eo, a gp TORS Es . a. = om . 2 és .? nee” % . oe fe 4 . . ' . oe = a * - | : ee a 10 g s 2 + 2 + 2 P = . 7 1 1900 1920 1940 1960 1980 2000 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 161

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Quelle est la tendance générale des découvertes cumulées de pétrole brut en Russie ?

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['augmentation progressive', 'hausse continue']

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Taille moyenne des champs découverts en Russie (Average size of fields discovered in Russia)

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figure

Quelle est la tendance générale des découvertes cumulées de pétrole brut en Russie ?

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['augmentation progressive', 'hausse continue']

161

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Découvertes et nombre de champs cumulés de pétrole brut en Russie

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figure

Quelles sont les incertitudes politiques pesant sur le secteur du LTO aux États-Unis ?

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["L'élection présidentielle a vu s'affronter deux visions radicalement opposées sur le plan du soutien à l'industrie du LTO", 'Le président Trump a allégé les réglementations fédérales, le président Biden a annoncé vouloir mettre en place une interdiction de la fracturation hydraulique', 'Il y a des incertitudes sur la capacité du président à faire avancer son agenda avec le Congrès divisé']

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La baisse d’activité de forage entamée début 2019, ainsi que l’évolution a la baisse du prix du pétrole, a précipité les producteurs et certaines compagnies parapétroliéres trés endettées vers la faillite. On dénombre ainsi, a ce jour et depuis 2015, prés de 500 entreprises sous la protection du chapitre 11 de la loi sur les faillites pour un dette cumulée de 288 milliards de dollars environ (source Rystad). L’anomalie du caracteére structurellement déficitaire du secteur du LTO aux Etats-Unis pourrait résulter de la politique monétaire non-conventionnelle de la Réserve Fédérale pratiquée a partir de 2008”. En effet, la FED a procédé lors des différents « assouplissements quantitatifs » a des rachats de titres financiers de bonne qualité (bonds du trésors ou obligations de grandes entreprises) afin d’assécher ce marché et de forcer les investisseurs a réinvestir leurs liquidités sur des actifs plus risqués. Parmi ces actifs risqués figurent les acteurs du LTO. Les entreprises ont ainsi pu bénéficier, tout au moins jusqu’a ce jour, de conditions d’emprunts favorables ainsi que d’une abondante liquidité pour leurs opérations de financement. Le maintien de ces flux de financement, qui constitue a court et moyen terme un facteur de premier ordre du niveau de la production de LTO aux Etats-Unis, sera conditionné par la politique monétaire de la Réserve Fédérale. L'étendue, la complexité et la faible prédictibilité des facteurs politiques et macro-économiques, y compris internationaux, qui interviennent dans l’évolution de la politique monétaire des Etats-Unis, rendent tout exercice de prévision de la production de LTO hautement incertain. Global Warning 2020 FIGURE 4 eee levee Oil price, Fed fiat money, US O&G CAPEX 2001 - 2020 5000 inG$ aso in $ per Barrel 4500 11-2013 : QE3 > = 4000 200 —Fed balance sheet LHS 3500 71-2011 : QE2 Be me 3 000 150 2500 125 T4-2008 : QE1 —Brent oil price 2.000 (RHS) 100 1500 75 500 2 it 71-2015 : oil price collapse mE KORG ostin: 0 ° ~ Seasonally adjusted at annual RY RY RY KY RY RY RY RY RY RY RY RY KY AY XY A XY nd SEEEEEEEESEEEEEEEEESE rates (RHS) FPF PP PG” PP” HP” GPP” HH” 3. Incertitudes politiques Lélection présidentielle américaine a vu s'affronter deux visions radicalement opposées sur le plan du soutien a l'industrie du LTO. Le président Trump a en effet allégé au cours de son mandates réglementations fédérales pesant sur ce secteur, en particulier environnementales telles que les obligations de divulguer certaines données (liste des produits chimiques injectés dans les puits). Le président Biden, élu fin 2020, a annoncé a contrario vouloir mettre en place une interdiction de la fracturation hydraulique sur les terres fédérales ainsi que le renforcement de la réglementation environnementale mise en place sous le mandat Obama." Des incertitudes pésent également sur la capacité qu’aura le nouveau président des Etats- Unis a travailler de concert avec le Congrés pour faire avancer son agenda de politique énergétique. En effet, le Congrés est divisé entre la Chambre des Représentants a majorité démocrate et le Sénat a majorité républicaine. Sans l'accord des deux chambres, des mesures de régulations environnementales visant les terrains privés ne peuvent pas étre mises en ceuvre, le Président restant cantonné a agir sur les seuls terrains publics via son sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 84

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text

Quelles sont les incertitudes politiques pesant sur le secteur du LTO aux États-Unis ?

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["L'élection présidentielle a vu s'affronter deux visions radicalement opposées sur le plan du soutien à l'industrie du LTO", 'Le président Trump a allégé les réglementations fédérales, le président Biden a annoncé vouloir mettre en place une interdiction de la fracturation hydraulique', 'Il y a des incertitudes sur la capacité du président à faire avancer son agenda avec le Congrès divisé']

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The caption of the figure is "FIGURE 4: Oil price, Fed fiat money, US O&G CAPEX 2001 - 2020".

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figure

Quelle a été la tendance de la production de pétrole brut en Russie depuis le pic de 1986 ?

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['La production de pétrole brut est restée inférieure au pic de 1986']

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ll. Historique de production La production russe d’hydrocarbures liquides était composée a 90 % de pétrole brut soit 3820 millions de barils (10,5 Mb/j) sur un total de 4250 millions de barils (11,6 Mb/j). Cette proportion est en léger recul depuis les années 1980 lorsque le pétrole brut représentait 95 % de la production totale. La production actuelle de pétrole brut reste a ce jour inférieure a la quantité produite lors du pic de production de 1986 : a cette date le pétrole brut représentait 3910 millions de barils (10,7 Mb/j) sur un total de 4150 millions de barils (11,4 Mb/j). La production russe d’hydrocarbures liquides a ainsi pu dépasser le pic de production de 1986 en produisant davantage de condensats et de liquides de gaz (NGL) dont la valeur marchande est inférieure a celle du pétrole brut. Répartition de la production de pétrole brut et de liquides de gaz en Russie (1940-2019) 4500 4000 @ NGL en ™ Condensate @ Crude Oil w i=) 5S 35 2500 2000 1500 Millions de barils par an 1000 500 0 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 28 juin 2020 En 2019 la production russe d’hydrocarbures liquides se situait a 95 % a terre soit un volume de 4 milliards de barils (11 Mb/j). Production a terre et en mer d'hydrocarbures liquides en Russie (1910-2019) 4500 4000 3500 —_|@ Shelf (to 125 meters)| _ Land w f=) f=) i) 2500 2000 1500 Millions de barils par an 1000 500 0 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 28 juin 2020 sunassiuino} sXed xnediouud sap uolonpoid ap seajoadsiad ja sanlasal Sap }e}9 : suUsedoiNy UOIUN,| ap uNyny Jel}oujad yUsU@UUOISIAGIddy - oddey 162

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Quelle a été la tendance de la production de pétrole brut en Russie depuis le pic de 1986 ?

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['La production de pétrole brut est restée inférieure au pic de 1986']

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Production à terre et en mer d'hydrocarbures liquides en Russie (1910-2019). Cette figure illustre l'évolution de la production russe d'hydrocarbures liquides, tant sur terre que les ressources en mer (sur le plateau continental jusqu'à 125 mètres de profondeur), de 1910 à 2019. Les données sont présentées sous forme de graphique par secteurs empilés, avec une nette augmentation de la production totale à partir des années 1970, atteignant un pic vers la fin des années 1980, suivi d'une nouvelle hausse marquée dans les années 2000.

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figure

Quelle a été la tendance de la production de pétrole brut en Russie depuis le pic de 1986 ?

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['La production de pétrole brut est restée inférieure au pic de 1986']

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Répartition de la production de pétrole brut et de liquides de gaz en Russie (1940-2019)

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figure

Quelle est l'évolution de la durée moyenne entre la découverte et la mise en production d'un champ pétrolier en Algérie ?

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['augmentation', 'tendance à la hausse']

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ont été découverts entre 15 et 30 ans plus tot. La nécessité d’exploiter des découvertes de plus en plus anciennes constitue un signal de ce que le stock des ressources exploitables n’est plus renouvelé a un rythme suffisant depuis les années 2000. Evolution de la durée moyenne entre découverte et mise en production d'un champ pétrolier en Algérie 35 e bed e 30 — e bd A . w 25 . = e = e oO & 20 . i= S als} ° 8 . a] rar Fat) & 10 fz . z a e 2Z . « [% * . 5 % © wee oar eevee ° 7° e 0 . ° 5 5 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Année de mise en production du champ Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. Ces champs relativement anciens mis en production ont également tendance a étre d’une taille de plus en plus réduite. Ainsi, dans les années 2000, la taille moyenne des champs mis en production a réguli¢rement dépassé les 350 millions de barils contre 150 millions environ dans les années 2010. Taille moyenne des champs pétroliers mis en production en Algérie 100,0 2100 . _@ @ s wv 1,0 = 4 ° = ee oO ee. a oo oe % e ° wo 01 * . = ° moj we é e e * 3 ° ° ° 7 = oe W e . bd = 0,0 . 1.‘ = ° ° ~ ° 0,0 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Année de mise en production du champ Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. En dépit de l'augmentation continue du nombre de champs en production, doublant quasiment de 60 a prés de 100, la part des 10 champs les plus importants reste stable depuis le début des années 1990 a environ 80 % du total de la production. La multiplication de mises en production de champs de taille tendanciellement décroissante n’a pas permis a ce jour de compenser le déclin des champs géants matures, et sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 31

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Quelle est l'évolution de la durée moyenne entre la découverte et la mise en production d'un champ pétrolier en Algérie ?

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['augmentation', 'tendance à la hausse']

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Taille moyenne des champs pétroliers mis en production en Algérie (Average size of oil fields put into production in Algeria)

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figure

Quelle est l'évolution de la durée moyenne entre la découverte et la mise en production d'un champ pétrolier en Algérie ?

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['augmentation', 'tendance à la hausse']

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Evolution of the average duration between discovery and production start of an oil field in Algeria The image shows a scatter plot depicting the evolution of the average duration, in years, between the discovery and the start of production of oil fields in Algeria over time. The x-axis represents the year of production start for each field, ranging from 1950 to around 2030. The y-axis displays the duration in years between discovery and production start, reaching up to around 30 years. The data points, represented by blue dots, are scattered across the plot, suggesting a general increasing trend in the duration over time, with more recent fields taking longer to reach production after discovery compared to older fields. The source of the data is cited as The Shift Project, based on information from Rystad Energy.

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figure

Quelle était la production maximale de pétrole brut algérien enregistrée par le passé ?

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['690 millions de barils en 2007']

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exploitation du gaz et huile de schiste se heurtent a opposition des populations locales, mais illustrent aussi le manque de perspectives optimistes sur la production d’hydrocarbures conventionnels dans le pays. Algérie - Pétrole brut (projections post-2020) 600 @ Développements futurs découvertes post-2020 @ Développements futurs champs identifiés En © Développements en cours @ Champs en production m™ Champs abandonnés c © 400 icf a 2 c © 300 o mo} 2 fa 2 = 200 = 100 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Source: données Rystad Energy - analyse et projections post-2020 The Shift Project Lévolution de la production d’hydrocarbures liquides® (pétrole brut, condensats et LGN) présente un déclin similaire, de lordre de 60 % entre 2019 et 2050. Ainsi, la production algérienne représenterait un volume de 220 millions de barils en 2050 (0,6 Mb/j), contre un niveau de 540 millions de barils en 2019 (1,5 Mb/j) et un maximum de production de 690 millions de barils en 2007 (1,9 Mb/j). Le déclin légérement moins prononcé de la_ production totale d@hydrocarbures liquides est di a augmentation de la part des liquides de gaz® et condensat"®, qui devrait passer de 29 % en 2020 a 37 % en 2050. Algérie - Hydrocarbures liquides (projections post-2020) lll Développements futurs découvertes post-2020 l@m Développements futurs champs identifiés ™ Développements en cours 650 (@mm Champs-en production 600 --- Pétrole brut ns de barils par an 100 50 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Source: données Rystad Energy - analyse et projections post-2020 The Shift Project sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 34

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Quelle était la production maximale de pétrole brut algérien enregistrée par le passé ?

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['690 millions de barils en 2007']

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Projection des hydrocarbures liquides en Algérie après 2020 (Liquid hydrocarbon projections in Algeria post-2020)

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figure

Quelle était la production maximale de pétrole brut algérien enregistrée par le passé ?

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['690 millions de barils en 2007']

34

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Algeria - Crude Oil Production (post-2020 projections)

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figure

Quelle a été la durée moyenne entre la découverte et la mise en production d'un champ pétrolier en Arabie Saoudite après l'année 2000 ?

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['Environ 40 ans']

100

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Répartition de la production de pétrole brut et de liquides de gaz en Arabie Saoudite (1940-2019) de gaz en Arabie Saoudite (1940-2019) 4800 4200 5 3600 @ NGL . @ Condensate a 2000) @ Crude Oil c=] oO 2 2400 o mo] = 1800 2 = 1200 600 0 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 28 juin 2020 La production de pétrole brut en Arabie Saoudite est assurée a 98 % par des champs découverts avant 1980. La production des champs découverts au cours de la décennie 1940, qui assurent a eux seuls 41 % de la production de 2019 est en déclin depuis 1996. Production annuelle de pétrole brut selon la décennie de découverte du champ (Arabie Saoudite) 4500 c 4000 m2010 S ™ 2000 & 3500 1990 = m 1980 § 3000 ™ 1970 3 ™ 1960 as =m 1950 = 2000 ™ 1940 a = 1930 2 1500 Ss 5 1000 mol 2 a 500 () 1939 1949 1959 1969 1979 1989 1999 2009 2019 Source : The Shift Project d'aprés Rystad Energy La durée moyenne entre découverte et mise en production d’un champ en Arabie Saoudite a augmenté de facon brutale au cours des 20 derniéres années. Alors que cette durée moyenne était inférieure a 15 ans jusqu’a la fin des années 1990, la plupart des champs mis en production depuis la fin des années 2000 ont été découverts plus de 40 ans auparavant. Les champs mis en production en 2018 avaient par exemple été découverts en moyenne en 1957. La production de pétrole brut en Arabie Saoudite devrait donc rester largement dominée dans les années a venir par des champs découverts avant 1980. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 100

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Quelle a été la durée moyenne entre la découverte et la mise en production d'un champ pétrolier en Arabie Saoudite après l'année 2000 ?

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['Environ 40 ans']

100

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Annual crude oil production by decade of field discovery in Saudi Arabia.

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figure

Quelle a été la durée moyenne entre la découverte et la mise en production d'un champ pétrolier en Arabie Saoudite après l'année 2000 ?

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['Environ 40 ans']

100

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Production de gaz en Arabie Saoudite (1940-2019)

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figure

Quelle est l'année où les découvertes de pétrole brut au large des côtes du Nigeria ont atteint leur pic ?

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['1970']

59

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Découvertes annuelles de pétrole brut au Nigeria 4,0 35 @ Offshore trés profond @ Offshore profond 3,0 @ Offshore peu profond a4 B25 ™ Onshore 3 a 2,0 mol 2 asl =15 a 1,0 “ | | | | | | ll | 0,0 | | lhl | er | ie hi i | seleils . 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. Découvertes et nombre de champs cumulés de pétrole brut au Nigéria o = 50 8 -*Onshore+Offshore peu profond+Offshore profond+Offshore tres profond x 45 -*-Onshore+Offshore peu profond+Offshore profond q 2 49 —~®Onshore+Offshore peu profond A. & Onshore “2018 = 3 £ 5 30 a a 25 z 5 20 3 o 15 = $ 10 J, 8 BS a 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Nombre cumulé de champs découverts par ordre chronologique Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 59

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Quelle est l'année où les découvertes de pétrole brut au large des côtes du Nigeria ont atteint leur pic ?

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['1970']

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Découvertes et nombre de champs cumulés de pétrole brut au Nigéria

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figure

Quelle est l'année où les découvertes de pétrole brut au large des côtes du Nigeria ont atteint leur pic ?

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['1970']

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vertex_ai/claude-3-sonnet@20240229

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The caption of the provided image is: "Lifetime of offshore wind turbines by water depth (Source: The Shift Project based on Rystad Energy data)". The image appears to be a bar chart showing the expected lifetimes or installation periods of offshore wind turbines categorized by water depth (offshore très profond - very deep offshore, offshore profond - deep offshore, offshore peu profond - shallow offshore) and onshore over different decades from 1950 to 2020.

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figure

Quelle est l'évolution de la production d'hydrocarbures liquides au Mexique entre 2003 et 2019 ?

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["La production mexicaine d'hydrocarbures liquides a atteint son pic en 2003 à près de 1,4 milliard de barils, et en 2019 le volume produit était de 710 millions de barils, en déclin de 49 % depuis 2003"]

90

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Il. Historique de production La production mexicaine d’hydrocarbures liquides a passé son pic de production en 2003 a pres de 1,4 milliard de barils. En 2019 le volume produit est de 710 millions de barils en déclin de 49 % depuis 2003. La production de pétrole a terre est en déclin quasi continu depuis son pic de production en 1979 a 550 millions de barils. La production mexicaine en 2019 provenait pour un cinquiéme de gisements situés a terre, une proportion stable depuis 2003. Production a terre et en mer d'hydrocarbures liquides au Mexique (1909-2019) 1600 1400 c 1200 @ Shelf (to 125 meters) oO ps Land 2.1000 Py c oO 2 800 ov mo} a 5 600 = 400 200 ) 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 28 juin 2020 La part du pétrole brut dans la production d’hydrocarbures liquides est en léger déclin depuis 1979 ou elle représentait 88 % contre 86 % en 2019. Le solde de la production est majoritairement composé de liquides de gaz (« NGL ») issus des champs de gaz naturel. Répartition de la production de pétrole brut et de liquides de gaz au Mexique (1910-2019) 1600 1400 = NGL ™ Condensate g 1200 ™ Crude Oil i 2.1000 Py c oO 2 800 ov mo} a 5 600 = 400 200 ) 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 28 juin 2020 Lors du pic de production de pétrole brut au Mexique en 2003, 75% du pétrole était extrait de champs découverts au cours des années 1970. En 2019, ces champs ne représentaient plus sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 90

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Quelle est l'évolution de la production d'hydrocarbures liquides au Mexique entre 2003 et 2019 ?

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["La production mexicaine d'hydrocarbures liquides a atteint son pic en 2003 à près de 1,4 milliard de barils, et en 2019 le volume produit était de 710 millions de barils, en déclin de 49 % depuis 2003"]

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Répartition de la production de pétrole brut et de liquides de gaz au Mexique (1910-2019)

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figure

Quelle est l'évolution de la production d'hydrocarbures liquides au Mexique entre 2003 et 2019 ?

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["La production mexicaine d'hydrocarbures liquides a atteint son pic en 2003 à près de 1,4 milliard de barils, et en 2019 le volume produit était de 710 millions de barils, en déclin de 49 % depuis 2003"]

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Production à terre et en mer d'hydrocarbures liquides au Mexique (1909-2019). This graph shows the production of liquid hydrocarbons both on land and offshore (up to 125 meters or "shelf") in Mexico from 1909 to 2019. It depicts the sharp rise in production, especially after the 1970s, with offshore and land production contributing to Mexico's overall liquid hydrocarbon output over the past century.

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figure

Comment a évolué la production de pétrole brut conventionnel aux États-Unis depuis 1970 ?

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['En déclin de 57% par rapport à 1970', 'Près de 15% proviennent de champs découverts avant 1910']

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Répartition de la production d'hydrocarbures liquides conventionnels aux Etats-Unis (1900-2019) 4500 4000 @ NGL 3560 m™ Condensate m@ Crude Oil 3000 2500 2000 1500 Millions de barils par an 1000 500 ie) 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : Rystad UCube 27 octobre 2020 La production de pétrole brut conventionnel est en déclin de 57 % par rapport a 1970. En 2019, plus de 54 % de la production est assurée par des champs découverts depuis 1980. Cependant, les champs découverts pendant les décennies 1980 et 1990 sont entrés en déclin depuis 2002. Prés de 15 % de la production provient toujours de champs découverts avant 1910. Production annuelle de pétrole brut selon la décennie de découverte du champ (Etats-Unis) 3500 2010 ™ 2000 3000 | = 1990 m 1980 ™1970 2500 "| 1960 m 1950 m 1940 m 1930 =m 1920 m1910 m 1900 1890 m 1880 = 1870 m 1860 m 1850 N is} f=} is} 1500 b iy 8 8 500 ie} 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : The Shift Project d'aprés Rystad Energy 2 Production en millions de barils par an Parallélement au déclin de la production de pétrole brut conventionnel, on observe une augmentation de la durée moyenne entre découverte et mise en production d’un champ aux Etats-Unis. En effet, celle-ci était quasi systématiquement inférieure & 5 ans jusqu’en 2000. Depuis 2010, cette moyenne est comprise entre 7 et 20 ans hormis en 2016 (6 ans) et 2017 (3 ans). La taille moyenne des champs mis en production tend a diminuer comme cest le cas pour la taille moyenne des champs découverts. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 70

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Comment a évolué la production de pétrole brut conventionnel aux États-Unis depuis 1970 ?

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['En déclin de 57% par rapport à 1970', 'Près de 15% proviennent de champs découverts avant 1910']

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La figure montre la production annuelle de pétrole brut selon la décennie de découverte du champ aux États-Unis. Elle représente sous forme de graphique en aires empilées l'évolution temporelle de la production de pétrole brut provenant de champs découverts dans différentes décennies, de 1850 à 2010. Les couleurs permettent de distinguer les contributions des champs découverts au cours de chaque décennie à la production totale au fil du temps.

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figure

Comment a évolué la production de pétrole brut conventionnel aux États-Unis depuis 1970 ?

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['En déclin de 57% par rapport à 1970', 'Près de 15% proviennent de champs découverts avant 1910']

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Répartition de la production d'hydrocarbures liquides conventionnels aux États-Unis (1900-2019)

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figure

Quels sont les volumes de production de pétrole brut prévus pour l'Égypte d'ici 2030 ?

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['diminuer', 'de moitié', '0,5 Mb/j à 0,25 Mb/j']

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Egypte Productrice de pétrole depuis les années 1920, I’Egypte est devenue importatrice nette de produits pétroliers en 2010 a la faveur de l’'augmentation de sa consommation intérieure et de la baisse de sa production nationale. Néanmoins I’Egypte reste exportatrice nette de pétrole brut notamment vers I'Europe en raison de ses caractéristiques recherchées (degré API élevé et faiblement soufré). L’Egypte via le canal de Suez constitue également un acteur clé dans le monde du transport pétrolier. En effet en 2016, le canal ainsi que loléoduc SUMED ont vu transiter 5,5 millions de barils par jour de pétrole brut et de produits pétroliers. Cela correspond a 9 % du trafic pétrolier de I’époque. LEgypte a atteint son pic des découvertes de pétrole brut offshore en 1965. Depuis 2000 en revanche, plus de 80 % du volume de pétrole découvert est localisé a terre. La production de pétrole brut est en déclin depuis 1996 malgré augmentation continue du nombre de champs en exploitation soit 250 champs en 2019. Les volumes des champs en production, a la date de 2020, devraient subir une baisse proche de 60% a 2030 et de plus de 90% a 2050. Le déclin des réserves devrait se poursuivre. Depuis 1982 l’extraction de pétrole en Egypte n'est plus compensée par de nouvelles découvertes. Elles représentent 2 milliards de barils soit 15 % des découvertes cumulées en 2020. Le potentiel de nouvelles découvertes estimé a 2 milliards de barils de pétrole brut ne devrait pas permettre d’interrompre cette tendance. La diminution de la taille des champs mis en exploitation devrait contribuer a l'augmentation du cotit de production dans les années a venir. D’ici 2030, la production égyptienne de pétrole brut devrait diminuer de moitié par rapport au niveau de production de 2019, de 0,5 Mb/j a 0,25 Mb/j. Sur la période 2019-2050 le déclin de production devrait étre de l’ordre de 60% correspondant a un volume d’environ 0,2 Mbij. I. Données d’exploration Les découvertes de pétrole brut en Egypte ont atteint leur pic en 1955 avec plus de 2,1 milliards de barils découverts a terre. Les découvertes de pétrole brut en offshore peu profond ont quant a elles atteint leur niveau maximum en 1965 avec un volume de 1,3 milliard de barils. Découvertes annuelles de pétrole brut en Egypte 2,5 @ Offshore trés profond ™ Offshore profond 2,0 @ Offshore peu profond = = Onshore $145 i) so] a 2 210 = : | | | oo | | i all l I | | | Hi} I Iutbasthe Mahan im 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 42

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Quels sont les volumes de production de pétrole brut prévus pour l'Égypte d'ici 2030 ?

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['diminuer', 'de moitié', '0,5 Mb/j à 0,25 Mb/j']

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Evolution historique de la production pétrolière offshore par profondeur (millions de barils par jour)

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figure

Quelle est la position de la Russie en termes de réserves pétrolières ?

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['deuxième rang des réserves totales, identifiées et potentielles, de pétrole brut conventionnel avec environ 100 milliards de barils']

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vertex_ai/claude-3-sonnet@20240229

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Russie La Fédération de Russie, qui émerge a la suite de I’éclatement de I’Union Soviétique, est un producteur majeur de pétrole. La Russie a connu un premier pic de production du pétrole brut en 1986, 5 ans avant l’effondrement de l'URSS, mais produit plus de 10 millions de barils de pétrole par jour, soit un dixiéme de la consommation mondiale en 2019 a l’instar des Etats-Unis et de I'Arabie Saoudite. Historiqguement fournisseur majeur de |’Europe en hydrocarbures, la Russie se tourne aujourd’hui davantage vers les centres de consommation situés en Asie. Ainsi, 30 % du pétrole exporté par la Russie seraient a ce jour a destination de l'Asie contre 6 % en 2006. La Russie est un pays pétrolier ancien et mature. Les réserves baissent depuis 1990. Les volumes des champs en production, a la date de 2020, devraient subir une baisse modérée de l’ordre de 35% a 2030, puis plus marquée de lordre de 80% a 2050, cohérente avec la prédominance des champs onshore. La Russie posséde 41 champs, en cours de développement et non développés, pour un volume de 6 milliards de barils et conserve par ailleurs un potentiel important de découvertes additionnelles d’ici a 2050, estimé a prés de 30 milliards de barils de pétrole brut. Sauf a pouvoir développer rapidement ses ressources non conventionnelles (shale oil du Bazhenov et LTO de I'‘Achimov en Sibérie Occidentale), le développement de nouveaux champs ne devrait toutefois pas pouvoir compenser le déclin des champs actuellement en production. La production de pétrole brut devrait dans ce cas sé€tablir a 2,7 milliards de barils (7,5 Mb/j) en 2030 contre 3,8 milliards de barils en 2019 (10,5 Mb/j) et proche de 1 milliard de barils (2,5 Mb/j) en 2050. Parmi les 16 principaux pays fournisseurs de 'UE27, la Russie est au deuxiéme rang des réserves totales, identifiges et potentielles, de pétrole brut conventionnel avec environ 100 milliards de barils, derriére |'‘Arabie Saoudite et devant I’lrak. I. Données d’exploration Le pic des découvertes de pétrole brut en Russie a été atteint en 1960 a pres de 28 milliards de barils. Depuis le début des années 2000 les découvertes annuelles sont inférieures a 1,5 milliard de barils malgré des investissements records dans la prospection pétroliére (3,7 milliards de dollars en 2014). Découvertes annuelles de pétrole brut en Russie 30 @ Offshore trés profond @ Offshore profond 25 @ Offshore peu profond @ Onshore 2 20 f= i a wo 315 ne} 2 = = 10 o ke Lb wall Laallh, il | ht il Al | theultaanult 1. 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 160

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Quelle est la position de la Russie en termes de réserves pétrolières ?

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['deuxième rang des réserves totales, identifiées et potentielles, de pétrole brut conventionnel avec environ 100 milliards de barils']

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vertex_ai/claude-3-sonnet@20240229

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The image depicts a stacked histogram showing the historical offshore and onshore oil and gas discoveries from 1910 to 2020. The y-axis represents the millions of barrels discovered, while the x-axis represents the years. The bars are color-coded to differentiate between offshore ultra-deepwater, offshore deepwater, offshore shallow water, and onshore discoveries. The chart highlights the significant contribution of offshore discoveries, particularly during certain periods, to global oil and gas exploration and production.

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figure

Quels facteurs influenceront la production d'hydrocarbures liquides au Koweït après 2020 ?

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["L'intégration du potentiel des condensats et LGN ne change pas significativement le volume des découvertes futures qui se maintient à 3 milliards de barils environ"]

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vertex_ai/claude-3-sonnet@20240229

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Entre 2019 et 2030, la production de pétrole brut au Koweit devrait rester quasi stable, proche de 980 millions de barils (2,7 Mb/j). Un pic de production secondaire pourrait apparaitre autour de 2035 a 1 milliard de barils (3 Mb/j) soit une hausse de 10 % par rapport a 2019. La mise en production de nouveaux champs devrait en effet permettre de compenser le déclin des champs déja en exploitation. La production entrerait par la suite dans un déclin irréversible. De 2019 a 2050 la production pourrait baisser de 30 % environ pour atteindre prés de 680 millions de barils (1,8 Mb/j). La production d’hydrocarbures liquides devrait suivre un schéma similaire a celui du pétrole brut. En effet, la production devrait augmenter de maniére modérée jusqu’en 2036 avec une hausse de 6 % par rapport a 2019. Le pic de production de 2036 devrait néanmoins étre moins important que le pic de production de 1972, ou la part des condensats et autres liquides de gaz était pourtant nettement plus faible (4 % contre 2 %). Sur la période 2019-2050 la production devrait décliner de 36 % passant de 1070 a 690 millions de barils (de 2,9 a 1,9 Mb/j). Lintégration du potentiel des condensats et LGN ne change pas significativement le volume des découvertes futures qui se maintient a 3 milliards de barils environ (cf. Annexe 1). Koweit - Hydrocarbures liquides (projections post-2020) ll Développements futurs découvertes post-2020 l@ml Développements futurs champs identifiés = Développements en cours fmm Champs en production ---Pétrole brut 1500 1200 900 600 Millions de barils par an 300 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Source: données Rystad Energy - analyse et projections post-2020 The Shift Project Source: données Rystad Energy - analyse et projections post-2020 The Shift Project sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 142

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Quels facteurs influenceront la production d'hydrocarbures liquides au Koweït après 2020 ?

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["L'intégration du potentiel des condensats et LGN ne change pas significativement le volume des découvertes futures qui se maintient à 3 milliards de barils environ"]

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Kuwait - Liquid Hydrocarbons (post-2020 projections) The image presents projections for liquid hydrocarbon production in Kuwait after 2020, including fields in production, ongoing developments, identified future developments, and undiscovered future developments post-2020. The production levels are plotted against crude oil production over the years from 1940 to 2050.

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À quelle date les réserves de pétrole brut en Angola ont-elles dépassé les découvertes cumulées ?

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['Vers 2010']

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Evolution des découvertes cumulées et des réserves de pétrole brut (milliardsde barils) en Angola 25 20 15 10 0 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 ome DEcouvertes cumulées —— Reeves Source: Shift Project d'aprés Rystad Energy. Répartition de la production et des ressources restantes selon le breakeven en Angola en 2019 60 50 40 30 20 a 5 a i lin I. | | | USD/bbl USD/bbl USD/bbl USD/bbl USD/bbl USD/bbl USD/bb!l USD/bbl USD/bbl Above 0-5 5-10 10-20 2040 40-60 60-80 80-100 100-125 125-150 USD/bbl 150 Répartition en % o Source : Rystad UCube 29 juin 2020 Les volumes des champs en production, a la date de 2020, devraient subir une baisse de lordre de 75% a 2030 et devenir négligeables a 2050. La vitesse de ce déclin résulte de la prédominance des champs localisés en offshore profond et trés profond dont le profil de production est plus rapidement déclinant que celui des champs onshore et en offshore peu profond. LAngola posséde 46 champs non-développés qui pourraient provisoirement freiner le déclin observé depuis le pic de production de 2008. La totalité de ces champs se situe en mer. Le potentiel le plus important se situe dans les 15 champs situés en offshore trés profond (>1500 métres) et dont la taille moyenne est de 77 millions de barils, contre 52 millions pour les champs en offshore profond et seulement 18 millions pour les champs en offshore peu profond. Le potentiel de découvertes additionnelles d'ici 4 2050 apparait limité : environ 2,5 milliards de barils devraient s’ajouter aux 20 milliards déja découverts a 2020. Sur la période 2010- 2019, I'Angola a concentré pour l’offshore profond plus de 5 % des CAPEX d’exploration sunassiuino} sXed xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAJasal sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap INjNy Jaljoujad yUauauUOIsIAaIddy - Woddey 40

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À quelle date les réserves de pétrole brut en Angola ont-elles dépassé les découvertes cumulées ?

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['Vers 2010']

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Répartition de la production et des ressources restantes selon le breakeven en Angola en 2019

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À quelle date les réserves de pétrole brut en Angola ont-elles dépassé les découvertes cumulées ?

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['Vers 2010']

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Evolution des découvertes cumulées et des réserves de pétrole brut (milliards de barils) en Angola

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Quels sont les pays ayant la plus grande part des découvertes cumulées de pétrole brut en 2020 (en milliers de barils, hors découvertes cumulées) ?

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['États-Unis', 'Russie', 'Brésil']

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Annexe 1 Tableau de synthese analyse pays

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Quels sont les pays ayant la plus grande part des découvertes cumulées de pétrole brut en 2020 (en milliers de barils, hors découvertes cumulées) ?

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['États-Unis', 'Russie', 'Brésil']

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The table shows key oil production and reserves data for various countries as of 2020, including their share of imports into France and the European Union, cumulative discoveries, remaining reserves, depletion rates, years of peak discovery and production, decline rates since the production peak, and depletion rates of cumulative discoveries based on current production levels. The data covers major oil-producing nations like Russia, the United States, Saudi Arabia, as well as other countries across different regions.

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table

Quels sont les pays ayant la plus grande part des découvertes cumulées de pétrole brut en 2020 (en milliers de barils, hors découvertes cumulées) ?

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['États-Unis', 'Russie', 'Brésil']

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Notes: (1) Formation du Bazhenov incluse. (2) Pétrole conventionnel inclus, Light Tight Oil (LTO) exclu. (3) Les données de production et de découvertes pour l'année 2020 sont préliminaires. (4) Offshore peu profond : jusqu's 125m de profondeur d'eau. Offshore profond: de 125 8 1500m. Offshore trés profond: profondeur d'eau supérieure 4 1500m.

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Quels sont les pays ayant la plus grande part des découvertes cumulées de pétrole brut en 2020 (en milliers de barils, hors découvertes cumulées) ?

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['États-Unis', 'Russie', 'Brésil']

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Statistiques sur les champs pétroliers et gaziers découverts non développés dans différents pays en 2020, ventilées par type d'emplacement (onshore, offshore peu profond, offshore profond, offshore très profond). Le tableau présente le nombre total de champs découverts, le nombre abandonnés ou non identifiés, le nombre en production en 2020, ainsi que la taille moyenne en millions de barils pour les champs restants à mettre en production.

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table

Quels sont les pays ayant la plus grande part des découvertes cumulées de pétrole brut en 2020 (en milliers de barils, hors découvertes cumulées) ?

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['États-Unis', 'Russie', 'Brésil']

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Notes: (1) Formation du Bazhenov incluse. (2) Pétrole conventionnel inclus, Light Tight Oil (LTO) exclu. (3) Les données de production et de découvertes pour I'snnée 2020 sont préliminaires. (4) Offshore peu profond : jusqu’s 125m de profondeur d'eau. Offshore profond: de 125 8 1500m. Offshore trés profond: profondeur d'eau supérieure 8 1500m. sunassiuino} xnediouud sap uononpoid ap saajoadsiad Ja SaAjasal Sap }e]9 : suUsadosny UOIUN,| ap JNjny Jaljosjad yUaUauUOIsAGIddy - Woddey 177

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Quel événement a conduit au pic de production de pétrole brut au Mexique autour de 2003-2004 ?

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['mise en production de champs de taille plus limitée', 'recul de la part des 10 plus grands champs']

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La tendance de long terme semble étre a l’augmentation de la durée moyenne entre découverte et mise en production. En effet, jusqu’en 1990, cette durée était généralement inférieure 4 10 ans. Depuis 1990, l’essentiel des mises en production est supérieur a 10 voire 15 ans. Evolution de la durée moyenne entre découverte et mise en production d'un champ pétrolier au Mexique N w p wu aD nN fo} lo} lo} fo} fo} 3 e e ° ° e Délais moyen (en années) B ° . ° eee ke ly . eee e % of oe ° © e00 of “se © Se © e0tee ° ° i?) 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Année de mise en production du champ Source: The Shift Project d'aprés Rystad Energy. La part des 10 champs les plus importants dans la production totale de pétrole brut au Mexique a connu des évolutions contrastées depuis le début du 20° siécle. Alors que ces champs représentaient 100 % de la production en 1919, ils nen représentaient plus que 53 % en 1973. Cette proportion augmente a nouveau entre les années 1970 et 1990 ou ces champs représentaient environ 80 % de la production totale. Cette évolution s’explique notamment grace au développement du champ offshore géant de Cantarell. Le pic de production de 2003 s’accompagne de Ia mise en production de champs de taille plus limitée et donc un recul de la part des 10 plus grands champs: ils représentaient 55 % de la production en 2015. Répartition de la production annuelle de pétrole brut au Mexique (1910-2019) 100% 90% art des 10 plus grands champs en production 80% ‘art des autres champs en production 160 ombre de champs en exploitation 70% 140 60% 120 50% 100 40% 80 30% 60 Nombre de champs en production 20% 40 Répartition de la production annuelle en % 10% 20 0% 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Source : The Shift Project d'aprés Rystad Energy sunassiuino} sXed xnediouud sap uolonpoid ap seajoadsiad ja sanlasal Sap }e}9 : suUsedoiNy UOIUN,| ap uNyny Jel}oujad yUsU@UUOISIAGIddy - oddey 92

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Quel événement a conduit au pic de production de pétrole brut au Mexique autour de 2003-2004 ?

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['mise en production de champs de taille plus limitée', 'recul de la part des 10 plus grands champs']

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Répartition de la production annuelle de pétrole brut au Mexique (1910-2019)

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Quel événement a conduit au pic de production de pétrole brut au Mexique autour de 2003-2004 ?

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['mise en production de champs de taille plus limitée', 'recul de la part des 10 plus grands champs']

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Évolution de la durée moyenne entre découverte et mise en production d'un champ pétrolier au Mexique

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Quel est l'objectif principal du think tank The Shift Project ?

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['éclairer et influencer le débat sur la transition énergétique et climatique en Europe']

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A partir de 2023, certains travaux sectoriels ou thématiques seront approfondis, d’autres mis a jour ou précisés, et de nouveaux pourront étre explorés. A propos du think tank The Shift Project Le Shift Project est un think tank qui ceuvre en faveur d’une économie libérée de la contrainte carbone. Association loi 1901 reconnue d’intérét général et guidée par l’exigence de la rigueur scientifique, sa mission est d’éclairer et d’influencer le débat sur la transition énergétique et climatique en Europe. Le Shift Project constitue des groupes de travail autour des enjeux les plus décisifs de la transition, produit des analyses robustes et chiffrées sur ces enjeux et élabore des propositions rigoureuses et innovantes. Il méne des campagnes d’influence pour promouvoir les recommandations de ses groupes de travail auprés des décideurs politiques et économiques. Il organise également des événements qui favorisent les discussions entre parties prenantes et batit des partenariats avec des organisations professionnelles et académiques, en France et a l’étranger. Le Shift Project a été fondé en 2010 par plusieurs personnalités du monde de |’entreprise ayant une expérience de l’associatif et du public. Il est soutenu par plusieurs grandes entreprises francaises et européennes ainsi que par des organismes publics, des associations d’entreprises et, depuis 2020, par des PME et des particuliers. Il est épaulé par un réseau de plusieurs dizaines milliers de bénévoles présents sur tout le territoire : The Shifters. Depuis sa création, le Shift Project a initié plus de 50 projets d’étude, participé a l'émergence de deux manifestations internationales (Business and Climate Summit, World Efficiency) et organisé plusieuxieures centaines de colloques, forums, ateliers et conférences. Il a pu influencer significativement plusieurs débats publics et décisions politiques importantes pour la transition énergétique, en France et au sein de |’Union européenne. L’ambition du Shift Project est de mobiliser les entreprises, les pouvoirs publics et les corps intermédiaires sur les risques, mais aussi et surtout sur les opportunités engendrées par la « double contrainte carbone» que représentent ensemble les tensions’ sur Vapprovisionnement énergétique et le changement climatique. Sa démarche est marquée par un prisme d’analyse particulier, fondé sur la conviction que I’énergie est un facteur de développement de premier ordre : dés lors, les risques induits par le changement climatique, intimement liés a lusage de l’énergie, relevent d’une complexité systémique et transdisciplinaire particuliére. Les enjeux climat-énergie conditionnent l'avenir de I’humanité ; il est donc nécessaire d’intégrer cette dimension le plus rapidement possible a notre modéle de société. Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) &% 6

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Quelles sont les principales institutions publiques impliquées dans l'administration de la santé ?

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['Haute Autorité de Santé (HAS)', 'Observatoires Régionaux de la Santé', 'ANSM', 'ATIH', 'ONIAM', 'CNG']

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e Les producteurs de biens et services en santé, qui répondent a une logique de marché (industrie pharmaceutique, etc.) ; e Les institutions publiques, qui organisent le systeme au niveau national (ministére), régional (ARS) et départemental (action sanitaire et sociale des Conseil départementaux) ; qui conseillent et appuient l’organisation (Santé publique France, Haute Autorité de Santé, Observatoires Régionaux de la Santé, etc.) ; qui contrédlent et orientent (Parlement au travers du vote de la loi de financement de la sécurité sociale et de lONDAM, Cour des Comptes, etc.) ; qui assurent la sécurité des produits de santé (ANSM Agence nationale de sécurité du médicament et des produits de santé) ; e Les financeurs, comme les assurances maladies obligatoires et complémentaires (dont les mutuelles, assurances privées et institutions de prévoyance) et les ménages ; e Les bénéficiaires avec les associations de patients. Les acteurs de l’administration publique de la Santé sont résumés dans la cartographie ci- dessous : Les orgasms de couleur pas comptés dans le périmetre de la Santé jaunes ne son Uadministration publique de la santé Ministére des Solidarités et de la Santé [Autorités publiques independantes Travaille en Eclaire la décision ee Est organisé en une Direction générale de la santé (DGS), une Direction générale de offre de soins (DGOS), une Délégation ministériele au numérique en santé (ONS), une Direction de la sécurité sociale (OSS), ete - Instances rattachés: Comité économique des produits de santé (CEPS), conférence nationale de santé (CNS), consell national de la protection de l'enfance (CNPE),.. Commissions et instances ministérilles consuitatives ou délibératives: Haut-conseil de la Santé Publique (HCSP], Haut Conseil de la famille, de'enfance et de ge (HCFEA) ‘tablissements publics a Exerce une tutelle: Sécurité Sociale 7 es caractére administratif wi (cae ) ( uRsAFF YSN : eee Se Assurance Maladie \ = — \ “cram )( cGss a > ~( CARSAT — ~ —*( CRAMIF Etablissements publics & caractére industrielet —<—<—— commerctl EC) “ene ( UGECAM — — Z Co-tuteurs Co-tuteur | Ministre du | Ministére de Ministre des travail |_lenvironnement finances Figure 8 - Cartographie des acteurs de I'administration publique de la santé Source : The Shift Project sur la base de données publiques L’Avise (Agence d’ingénierie qui a pour mission de développer I'ESS, |'Economie sociale et solidaire), pour sa part, dresse une cartographie différente, mais tout aussi dense et complexe, des acteurs de l’écosystéme de santé a la frangaise (figure 8.1’). Elle distingue : e Les acteurs qui pilotent et coordonnent (ministére, HAS, etc.) ; ‘7 https://www.avise.org/articles/cartographie-des-acteurs-de-la-sante Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) a 35

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Quelles sont les principales institutions publiques impliquées dans l'administration de la santé ?

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['Haute Autorité de Santé (HAS)', 'Observatoires Régionaux de la Santé', 'ANSM', 'ATIH', 'ONIAM', 'CNG']

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Organization chart of the French Ministry of Solidarity and Health The image is an organizational chart that provides a detailed overview of the structure and various entities under the French Ministry of Solidarity and Health (Ministère des Solidarités et de la Santé). It depicts the ministry's different directorates, attached bodies, consultative committees, public administrative establishments, and their relationships and hierarchies. The chart also includes other related public interest groups, major health agencies, social security bodies, and regulatory authorities that interact or operate under the ministry's purview.

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Quels sont les exemples d'actions favorables à l'intégration de la démarche d'achat responsable ?

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["Fournir un facteur d'émissions pour le produit acheté et une Analyse du cycle de vie (ACV)", "Mettre en place un système de management de l'environnement et de la santé/sécurité au travail sur les sites de production", 'Comptabiliser le bilan carbone des transports internationaux des produits achetés auprès des industries pharmaceutiques et de dispositifs médicaux', "Privilégier et soutenir les démarches d'écoconception tels que l'usage de matériaux ou matériels recyclés, le recyclage des produits usagés (à usage unique ou réutilisables), l'affichage d'un score de réparabilité des matériels", 'Repenser les conditionnements (volumes, matériaux utilisés)', 'Modifier ou adapter les modes de livraison (optimisation des circuits de transport et des émissions de GES)', "Adapter le fonctionnement et l'équipement des blanchisseries hospitalières", "Sensibiliser et former les professionnels de santé et les sociétés savantes afin de les impliquer dans la réflexion sur la pertinence et le retour à plus de sobriété (équation d'amélioration de la qualité et de la sécurité versus coût carbone)", 'Réduire les volumes consommés et gaspillés']

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Encadré 7 : Exemples d’actions favorables a l’intégration de la démarche d’achat responsable Des référentiels de la démarche qualité existent déja tels que la certification ISO 20 400, pour intégrer la responsabilité sociétale dans les processus achats, et la norme ISO 26 000 qui présente les lignes directrices de la responsabilité sociétale au regard des 17 objectifs de développement durable (ODD) des Nations-Unies. Exemples d’actions favorables a l’intégration de la démarche d'achat responsable : e Fournir un facteur d’émissions pour le produit acheté et une Analyse du cycle de vie (ACV) - Affichage environnemental e Mettre en place un systeme de management de l’environnement et de la santé/sécurité au travail sur les sites de production e Comptabiliser le bilan carbone des transports internationaux des produits achetés auprés des industries pharmaceutiques et de dispositifs médicaux e Privilégier et soutenir les démarches d’écoconception tels que l'usage de matériaux ou matériels recyclés, le recyclage des produits usagés (a usage unique ou réutilisables), l’affichage d’un score de réparabilité des matériels e Repenser les conditionnements (volumes, matériaux utilisés) e Modifier ou adapter les modes de livraison (optimisation des circuits de transport et des émissions de GES) e Adapter le fonctionnement et I’6quipement des blanchisseries hospitaliéres e Sensibiliser et former les professionnels de santé et les sociétés savantes afin de les impliquer dans la réflexion sur la pertinence et le retour a plus de sobriété (équation d’amélioration de la qualité et de la sécurité versus cot carbone) e Réduire les volumes consommés et gaspillés Encadré 7 - Exemples d’actions favorables a I’intégration de la démarche d’achat responsable c. Relocaliser partiellement certaines molécules essentielles en Europe. Cela doit s’accompagner d’une modification des processus de fabrication et distribution La crise de la Covid-19 a mis en lumiére la complexité des chaines d’approvisionnement en médicaments ou dispositifs médicaux. Avec des chaines complexes, trés peu diversifiées et éclatées géographiquement, le parcours du médicament présente des vulnérabilités. A ce jour, environ 80 % des principes actifs contenus dans les médicaments consommés en France sont produits en Chine. Depuis 10 ans, le nombre de signalements de ruptures ou de tensions d’approvisionnement pour les Médicaments d’intérét thérapeutique majeur (MITM) a été multiplié par 10. La crise de la Covid-19 cristallise cette tension avec 2400 spécialités médicamenteuses en rupture d’approvisionnement en 2020 contre 405 en 2016.58 Le PTEF prévoit donc la relocalisation partielle de certaines molécules essentielles en Europe. Cela devra s’accompagner d’une modification des procédés de fabrication et de l’intensité carbone de l’énergie utilisée. Comme on I’a vu dans la partie sur l'industrie pharmaceutique, il existe certains types de molécules pour lesquels il y a un grand intérét a modifier le procédé de fabrication. Pour ces derniéres, il y a un véritable enjeu a relocaliser leur production, d’une part pour participer a la résilience et d’autre part pour diminuer l’empreinte carbone associée. En cas de relocalisation, le PTEF prévoit : 58 https://www.lepoint.fr/sante/2-400-medicaments-signales-en-rupture-de-stock-en-france-en-2020--09-11-2020- 2400025 40.php Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) a 91

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quelle réduction annuelle des émissions de GES est requise d'ici 2025 pour respecter le budget carbone ?

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["['10 %/an']"]

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pays en développement et ceux considérés comme "développés", afin de mettre en ceuvre une transition socialement acceptable a I’échelle mondiale. Les risques physiques sont associés aux conséquences physiques du changement climatique, tels que l’accroissement de la fréquence et de l’intensité des aléas climatiques extrémes, |’élévation du niveau des mers, le bouleversement du débit de fleuves ou aux conséquences sur la santé publique. Ces phénoménes pourraient trés significativement perturber le systeme économique, en particulier les activités de production et les chaines d’approvisionnement de bien, d’énergie, etc. (voir par exemple l’impact de la faiblesse du niveau du Rhin sur l'industrie allemande a l’'automne 2018.17%). 2. Des risques dont les caractéristiques compliquent l’appréhension Ces risques se distinguent d’autres types de risques notamment par les aspects suivants : e Leur ampleur et leur caractére global et irréversible (ces risques affecteront d’une maniére plus ou moins directe tous les secteurs de I’économie et notamment le secteur financier) ; e Lincertitude associée a leur horizon d’occurrence, a leur diffusion et a leur manifestation ; e La dépendance (partielle) de leur ampleur aux actions décidées dés aujourd’hui ; e Leurs effets et leurs causes diminuent la marge de manoeuvre pour les résoudre : le recours a des solutions technologiques, qui a souvent permis par le passé de résoudre les problemes auxquels les sociétés humaines ont été confrontées, est entravé par la limitation des ressources énergétiques mobilisables pour développer de nouvelles technologies. La lutte contre le réchauffement climatique se heurte a la « tragédie des horizons.” ». Il s’agit de la difficulté qu’ont les acteurs économiques a anticiper les crises futures, piégés dans l’ambivalence des signaux économiques de court-terme et de _ long-terme, contradictoires, et dans des situations de dilemme du prisonnier‘’5. Or retarder les modifications du systeme économique forcera a une décarbonation d’autant plus brutale dans les années a venir, qu’on choisisse collectivement de respecter le « budget carbone » déterminé par le GIEC ou que celle-ci soit forcée par une réduction de l’approvisionnement pétrolier. Ainsi, si les efforts de décarbonation ne débutent franchement qu’en 2025, une réduction annuelle des émissions de GES de 10 %/an est requise pour respecter le budget carbone. Cet effort n’aurait été « que » de 5 %/an si on avait débuté en 2018.16.

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quelle réduction annuelle des émissions de GES est requise d'ici 2025 pour respecter le budget carbone ?

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["['10 %/an']"]

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Pourquoi rester sous les 2°C de changement climatique ? (Why stay below 2°C of climate change?)

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quelle réduction annuelle des émissions de GES est requise d'ici 2025 pour respecter le budget carbone ?

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["['10 %/an']"]

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Si on dépasse ce « budget carbone » faute d’avoir décarboné a temps, les effets du changement climatique sur l’activité humaine seront plus brutaux, et l’effort d’adaptation continu a ces effets sera d’autant plus lourd. Pour compenser le retard pris, des politiques la navigation et l'industrie ». L’Alsace (31/10/2018). La faible ent économique en Allemagne. Voir “Europe’s mightiest river is really.”, Business Insider France (22/01/2019). occurrence percu des risques climat et I’horizon de gestion des Mark Carney, Gouverneur de la Banque d’Angleterre, dans un méme se causer un « désavantage compétitif » en étant « lation de trajectoires d'émission compatibles avec le budget Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) 8% 170

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Que doivent faire les professionnels de santé face à l'urgence climatique ?

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["se former à l'urgence climatique, à la transition bas-carbone et à l'éco-conception des soins", 'proposer un enseignement solide sur les enjeux énergie-climat', "intégrer un module de compréhension de l'impact"]

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De plus, en tant qu’acteurs de prévention, de promotion de la santé et de juste soin’, les professionnels de santé ont un réle d’ambassadeur a mener auprés des usagers du systeme de santé. Ainsi, au-dela de la transformation de leurs propres activités, ils peuvent contribuer a la compréhension de la situation et de son urgence.

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Que doivent faire les professionnels de santé face à l'urgence climatique ?

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["se former à l'urgence climatique, à la transition bas-carbone et à l'éco-conception des soins", 'proposer un enseignement solide sur les enjeux énergie-climat', "intégrer un module de compréhension de l'impact"]

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Les principes d’action qui doivent guider le secteur de la santé Mieux évaluer les flux physiques sur lesquels repose le secteur pour prioriser les actions. Cela concerne autant les établissements de santé que la médecine de ville ou les établissements médico-sociaux. A ce jour par exemple, les bilans GES que doivent réaliser les établissements publics de plus de 250 salariés et privés de plus de 500 salariés n’ont pas obligation de prendre en compte ce qu’on appelle leur « scope 3 » qui constitue en réalité la majorité du bilan carbone des établissements de santé (>85% du total). Seules les émissions indirectes significatives sont a évaluer. Plus concrétement, le PTEF prévoit de rendre obligatoire l’intégration de toutes les émissions indirectes (tout le scope 3) dans le bilan carbone. II prévoit également d’élargir le périmétre des structures soumises a l’obligation de réaliser un bilan carbone. L’application de cette mesure est un préalable a la mise en place d’un plan de décarbonation du secteur et de chaque entité qui le compose. Cette nécessité d’établir une meilleure évaluation des flux physiques concerne également les industries sur lesquelles repose le secteur de la santé. Aussi, le changement de la réglementation autour des bilans carbone devra s’accompagner d’une collaboration plus étroite des fabricants et des industriels avec les professionnels du secteur de la santé afin de faciliter la réalisation du bilan carbone. Cela devra se traduire par exemple par une plus grande transparence concernant l’analyse de cycle de vie (ACV) des produits vendus au secteur. Faire reposer les mesures de décarbonation sur la preuve. Il est donc essentiel de financer la recherche « evidence-based » sur ces sujets. Former les professionnels de santé a l’urgence climatique, a la transition bas-carbone et a l’éco-conception des soins. Toutes les formations initiales (sanitaires, paramédicales, médico-sociales, administratives, de direction, etc.) doivent proposer un enseignement solide sur les enjeux énergie-climat. Elles doivent intégrer un module de compréhension de l’impact ® La PPJS est I'acronyme de Prévention, Promotion de la santé et Juste Soin. Ce sont les approches permettant le changement de paradigme en santé et d'évoluer vers le “prendre soin” plut6t que le "soigner" - du “cure” au “care”, en considérant la santé non pas comme une absence de maladie mais telle que définie par l'OMS en 1946 comme un état de complet bien-étre physique, mental et social. La prévention a été définie par l'OMS en 1948 comme « l'ensemble des mesures visant a éviter ou réduire le nombre et la gravité des maladies, des accidents et des handicaps ». Ces mesures se déclinent a 3 niveaux : primaire, secondaire, tertiaire selon qu’elles interviennent avant la maladie ou a différents stades évolutifs de la maladie. La promotion de la santé s’inscrit dans un continuum avec la prévention dans une dynamique centrée sur la santé plus que sur la maladie. Elle est définie dans la Charte d’Ottawa en 1986 comme un processus politique et social qui combine d’une part des actions visant a renforcer les aptitudes et les Capacites des individus, et d'autre part des mesures visant a changer leur situation sociale, environnementale et économique. Elle confére aux populations les moyens d’assurer un plus grand contréle sur leur santé et de I'améliorer. Elle implique donc la responsabilité de l'ensemble des individus et des acteurs economiques (politiques, transports, industries, alimentation ou encore éducation). Le juste soin est un soin de qualité, adapté au contexte de l’individu, du patient ainsi qu’aux caractéristiques de sa pathologie éventuelle. Il vise, en particulier, 4 un bon usage du systéme et des services de santé, a éviter la surprescription ou la prescription inadaptée de médicaments, de dispositifs médicaux, d’examens complémentaires dont les examens biologiques ou radiologiques. Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) a 18

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Quelle est la répartition des émissions de gaz à effet de serre par acteur du secteur de la santé ?

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['Médecine de ville 23%', 'Établissements et services pour enfants et adultes handicapés 38%', 'Établissements hospitaliers 21%', 'Administration et complémentaires santé 17%']

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Les pourcentages font référence a la répartition des émissions (MTCO2e) selon chaque poste 7 Ta 4 @ i+) “a SY 10! Re +1 , G & ‘CONSOMMATION é.ectricité, ACHATDE ACHAT DE ALIMENTATION, TRANSPORT IMMOBILISATIONS | DECHETS ET TRAJETS uceusor, gia. «| aaumy: «=| MINTS! ioeproeres caves seme TRAVAILET SCOPE! ScoPE2 SCOPES INCERTITUDE Figure 1 - Répartition des émissions de gaz a effet de serre du secteur de la santé (MtCO2e) Source: calculs The Shift Project 2023 Que ce soit les établissements hospitaliers, la médecine de ville, l'administration et complémentaires santé, les établissements et services pour enfants et adultes handicapés ou pour personnes agées, toutes les entités qui appartiennent au secteur de la santé sont concernées par ces émissions de gaz a effet de serre. Z ADMIMISTRATION y « COMPLIMENTAIRES . SANT % 17 6 CTasLisstmenTs tT Figure 2- Répartition des émissions de gaz a effet de serre du secteur de la santé par acteur Source : calculs The Shift Project 2023 Note : Cette répartition ne prend pas en compte les émissions associées aux achats de médicaments et de dispositifs médicaux Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) a 15

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Quelle est la répartition des émissions de gaz à effet de serre par acteur du secteur de la santé ?

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['Médecine de ville 23%', 'Établissements et services pour enfants et adultes handicapés 38%', 'Établissements hospitaliers 21%', 'Administration et complémentaires santé 17%']

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Répartition des dépenses dans différents secteurs de la médecine et des services sociaux, illustrée par un diagramme circulaire composé de différentes parts en pourcentages : 38% pour les établissements d'hébergement, 23% pour la médecine de ville, 21% pour les établissements d'hébergement pour personnes âgées, 17% pour les établissements et services pour personnes âgées et handicapées, et 1% pour l'administration et les services complémentaires de santé.

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Quelle est la répartition des émissions de gaz à effet de serre par acteur du secteur de la santé ?

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['Médecine de ville 23%', 'Établissements et services pour enfants et adultes handicapés 38%', 'Établissements hospitaliers 21%', 'Administration et complémentaires santé 17%']

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Les pourcentages font référence à la répartition des émissions (MTCO2e) selon chaque poste.

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Quels sont les principaux acteurs impliqués dans la chaîne d'approvisionnement du secteur de la santé ?

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["l'industrie pharmaceutique, biomédicale et biotechnologique qui fournit les médicaments, les dispositifs médicaux et le matériel médical", 'les fournisseurs de services hôteliers spécialisés qui prennent en charge les séjours en établissement de soin', 'les sociétés de transports sanitaires']

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lls permettent d’apporter des réponses davantage adaptées et coordonnées entre les professionnels, quelles que soient la pathologie, l’age de la personne qu’ils accompagnent et la complexité de son parcours de santé. Ils sont au service de tous les professionnels du territoire, qu’il s'agisse des professionnels de santé de ville, libéraux ou salariés, des personnels des établissements de santé publics, privés, de l’hospitalisation a domicile (HAD), ou des professionnels de l'ensemble du champ social et médico-social. Les DAC peuvent également répondre aux demandes des personnes et de leurs aidants et ainsi faciliter leur parcours en apportant une réponse coordonnée a |’ensemble de leurs besoins. Les DAC intégrant des Centres locaux d'information et de coordination (CLIC) pourront notamment continuer ce service. IV. La chaine d’approvisionnement Le secteur de la santé s’appuie sur une chaine d’approvisionnement conséquente : e l'industrie pharmaceutique, biomédicale et biotechnologique qui fournit les médicaments, les dispositifs médicaux et le matériel médical ; e les fournisseurs de services hdteliers spécialisés qui prennent en charge les séjours en établissement de soin ; e les sociétés de transports sanitaires. Parmi les acteurs les plus impactants figurent donc ceux liés aux médicaments et aux dispositifs et équipements biomédicaux. Les achats de consommables représentent une importante source de flux physiques et, d’aprés nos données actuelles, la plus grande part de l’empreinte carbone du secteur de la santé. Encadré 1 : Témoignage du CH de Niort « Cétait bien la surprise générale : on s’est apercu que, dans les bilans carbone® d’un établissement de santé, c’est l’achat de médicaments qui contribue le plus aux émissions, avant les déplacements. Si je prends l'ensemble des achats, les médicaments des laboratoires représentaient 46 % des émissions de GES en 2011. Apres, j'ai 15 % d’achats de nourriture, et 14 % d’achats de services. Vous voyez quand méme que le poste le plus important dans les achats ce sont les médicaments des laboratoires. Pour 2011, si je raméne ga sur l'ensemble du bilan carbone, les matériaux entrants hors emballages représentent 28 % et les déplacements représentaient 26 %. » Témoignage du CH de Niort dans « Réalisation d’un bilan de GES, guide sectoriel des établissements sanitaires et médico-sociaux ». Encadré 1 - Témoignage du CH de Niort Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) a 31

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Quelle est la part des émissions du secteur de la santé due aux médicaments ?

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['20%']

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ace stade, nous ne sommes pas en mesure de départager les différents facteurs d’émissions disponibles dans la littérature et donc de proposer nous-mémes un facteur d’émissions qui puisse faire référence. Il nous parait donc plus rigoureux de continuer de prendre le 500 kgCO2e/k€ de l'ADEME et ainsi de maintenir une cohérence dans la source des données utilisées. Toutefois, l’incertitude associée a ce facteur d’émissions fournie par !ADEME permet en partie de rendre compte de cette imprécision. C’est pourquoi nous l’avons bien intégré a notre étude d’incertitudes. Précisions également que, en faisant le choix d’un facteur d’émissions de 300 kgCO2e, nous obtenons la figure ci-dessous : coe =a 12 q 24% g 0 20% é z 8 So gm 6 12% | 3 /% 1 | 10% Bo4 9% | 16% : : z a 4 2 | so" x ss o st aot oo e _ 3 a é of oe oe oe & oe eo ‘ ve Se ss Rey at < oe se AS & coe ae < ood ve . ge a oe oo ov ot oe of so ye Ks oe ae < se « ax C oe a eo of x xe e ia oo & ye oe “ 4 oF ee & Ros sé eo) [i scope [scope 2 [scope 3 | ncertituce Figure 24 - Répartition des émissions de gaz. a effet de serre du secteur de la santé Choix d'un facteur d’émissions de 300 kgCO2e/k€ pour les médicaments Source : calculs The Shift Project 2021 Si les émissions du secteur de la santé s’en trouvent diminuées, il ne reste pas moins qu’elles doivent toujours baisser de 80% d'ici 2050. De plus, la part des médicaments représente toujours 20% des émissions de la santé et reste l’un des premiers postes d’émissions. Ainsi, les conclusions de ce rapport resteraient inchangées par le choix d’un tel chiffre. Encadré 5 - Choix du facteur d’émissions des médicaments pour notre étude Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) ae 69

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Quelle est la part des émissions du secteur de la santé due aux médicaments ?

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['20%']

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Les principaux postes d'émissions de gaz à effet de serre liés aux activités de l'Administration wallonne

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Qu'est-ce que le décret tertiaire impose en termes de réduction de la consommation énergétique du parc tertiaire français ?

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['40 % en 2030', '50 % en 2040', '60 % en 2050']

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La rénovation de batiments existants permet en outre de ne pas augmenter I’artificialisation des sols par des batiments neufs et de nouvelles voies d’accés et parkings. L’imperméabilisation des sols réduit la surface capable d’absorber du carbone par la végétation (prairies, landes, foréts), ainsi que sa capacité a infiltrer l'eau lors d’épisodes climatiques extrémes (pluies orageuses, inondations, submersions, etc.). Ce faisant, les ensembles batis sont fragilisés par l’augmentation de leur emprise fonciére dans un contexte de réchauffement climatique qui voit se multiplier les événements climatiques extrémes et leur fréquence. Encadré 9 : Le décret tertiaire Le “Décret éco-énergie tertiaire” dit « décret tertiaire » (du 23 juillet 2019)’’, entré en vigueur le 1° octobre 2019, précise les modalités d’application de l'article 175 de la Loi ELAN (Evolution du Logement, de l’Aménagement et du Numérique). Cet article : impose une réduction de la consommation énergétique du parc tertiaire francais pour les batiments dont la surface est supérieure a 1000 m?: - 40 % en 2030, - 50 % en 2040 et- 60 % en 2050 par rapport a une année au choix qui ne peut étre antérieure a 2010, grace a des mesures d’efficacité et de sobriété énergétique 78. Alternativement (pour les batiments déja performants du point de vue énergétique), il est possible de respecter ses obligations en atteignant un seuil de consommation énergétique exprimé en valeur absolue, ces valeurs étant définies par type de batiment et en fonction de critéres d’intensité d’usage ; instaure une obligation de reporting sur une plateforme gérée par l ADEME nommée OPERAT. Ainsi, dés septembre 2022, tous les acteurs assujettis auront dd renseigner leurs consommations pour l'année 2021 et pour l'année de référence choisie (a partir de 2010). Le reporting sera ensuite annuel. Notons qu’en cas de non-respect de l’obligation de reporting du décret tertiaire, les obligés risquent une amende pouvant aller jusqu’a 7 500 euros et que leur nom soit ajouté sur un site public pointant les mauvais éléves, sur le principe du “name and shame’. La pertinence de la sanction financiére (en premiére approche, une amende de 7 500 euros parait symbolique) et l’effet que peut avoir le “name and shame” pour les établissements de santé restent a évaluer. Par ailleurs, le décret du 7 avril 2016.” relatif a la prise en compte de la performance énergétique dans certains contrats et marchés publics (codifié dans les articles R234-1 a R234-6 du code de l’énergie) dispose que les acheteurs de I’Etat et de ses établissements publics ne doivent désormais acheter et ne prendre a bail que des batiments a haute performance énergétique, ce qui limite la question de la rénovation énergétique au stock de batiments acquis ou loués avant le 15 avril 2016. Encadré 9 - Le décret tertiaire 7” https:/www.decret-tertiaire.fr/ 5 https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20064_EcoEnergieTertiaire-4pages-2-1.pdf 79 https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFARTI00003237 1852 Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) 8% 101

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Quelle entité contribue le plus aux émissions de gaz à effet de serre dans le système de santé français ?

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['Etablissements et services pour personnes âgées']

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- Complémentaires santé & administration publique Etablissements et services pour personnes agées 2 Etablissements et services pour enfants et adultes =i handicapés m Médecine de ville oO Sources fixes et Consommation de Electricité,froid, Alimentation Transportdes_ Immobilisations Trajetsdomicile- Serviceset linge Déchets mobilesde gazmédicauxet chaleur usagers et travail et combustion _climatisation visiteurs déplacements pro Emissions (MtCO2e) Figure 28 - Contribution des différents acteurs du systéme de santé francais aux postes d’émissions (hors achats de medicaments et dispositifs médicaux) Source: calculs The Shift Project 2023 Note : Cette contribution ne prend pas en compte les émissions associées aux achats de médicaments et de dispositifs médicaux 3. Discussions et limites Chaque entité qui compose le systeme de santé frangais contribue de manieére significative au changement climatique. Cela renforce l’idée que tous les professionnels de santé peuvent et doivent agir en faveur de l’atténuation des émissions de gaz a effet de serre. Les résultats qui excluent les médicaments, les dispositifs médicaux, les gaz médicaux et les déchets montrent qu’ll existe tout de méme des différences entre les différentes entités. Dans le cas du transport des usagers et des visiteurs, les émissions sont dominées par la médecine (64%). Cela s’explique simplement par le trés grand nombre de consultation qui sont réalisées chaque année. Au contraire, pour les immobilisations, la consommation d’énergie pour les sources fixes (chauffage, etc) et mobiles (ambulances, hélicoptéres, etc) de combustion et les services, les émissions sont dominées par les établissements hospitaliers (respectivement 44%, 57% et 64%). Cela peut notamment s’expliquer par le nombre et la surface des établissements hospitaliers. Enfin, la part du médico-sociale est aussi trés importante concernant les sources fixes et mobiles de combustion et l’alimentation (respectivement 38% et 67%). Cela peut s’expliquer par le nombre et la surface des établissements mais également par le nombre d’usagers pris en charge, nuit et jour. De tels résultats peuvent servir de premiers éléments d’analyses a la construction d’un plan de décarbonation par entité. Il est cependant important de garder en tétes que ces résultats excluent plus de la moitié des Emissions de gaz a effet de serre en raison d’une impossibilité de répartir certains postes entre ces 5 entités. S’ils donnent de premiéres informations sur certains postes d’émissions fortement contributeurs aux Emissions de GES du secteur de la santé, ils ne permettent pas totalement de rendre compte de la contribution réelle de chaque entité. De plus, ces résultats ont été construits a partir de données parfois peu désagrégées. Une analyse plus poussée par entité est encore a réaliser pour apporter des résultats plus précis. Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) a 75

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Quelle entité contribue le plus aux émissions de gaz à effet de serre dans le système de santé français ?

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['Etablissements et services pour personnes âgées']

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Dépenses publiques par catégorie de services au Québec

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Quels sont les freins à la réduction des émissions des médicaments ?

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["Peu d'infrastructures disponibles", 'Très coûteux', 'Réglementation plus stricte en Europe', 'Eco-responsables']

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e de développer des procédés de production permettant de réduire le nombre de pas de synthése chimique pour les médicaments chimiques de réduire de la consommation en solvants par la technologie centrifugeuse + sécheur conique (réduction de 50% de la consommation) ; ou le recyclage et réutilisation dans d'autres industries (peinture par exemple) e e d’effectuer des recherches spécifiques pour déterminer les pays d’Europe dont le mix énergétique (part de la production d’énergie a partir de ressources fossiles et décarbonées) permet d’obtenir les gains les plus intéressants en termes de réduction de l'empreinte carbone. e de réaliser un biosourcing auprés d’industriels ayant une empreinte carbone plus vertueuse. PROFESSIONS CONCERNEES e Le ministére de la santé et de l'économie & l'industrie e LEEM e ANSM e EMA e Peu d’infrastructures disponibles e = Trés cotiteux e Réglementation plus stricte en Europe e _Eco-responsables LEVIERS Proposer un meilleur remboursement pour les médicaments en Europe Mettre en avant les gains pour l’activite économique et l'emploi Encadré 8 : Exemple de réduction du facteur d’émissions d’un biomédicament Lintensité carbone de l’énergie utilisée pour la production d’un biomédicament est un des facteurs d’émission prépondérant. En effet, le fonctionnement des bioréacteurs qui doivent sans cesse étre maintenus a 37°C est tres énergivore. L’empreinte carbone de la production d’un biomédicament est donc directement liée a l’intensité carbone de lélectricité produite dans le pays. Il a notamment été montré qu’un anticorps monoclonal fabriqué en Allemagne ou Irlande avait une empreinte carbone quasiment deux fois plus faible que le méme anticorps fabriqué en Chine? Encadré 8 - Exemple de réduction du facteur d’émissions d’un biomédicament 59 An environmental life cycle assessment comparison of single-use and conventional process technology for the production of monoclonal antibodies https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S09596526 12005197 Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) &% 92

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Quels sont les freins à la réduction des émissions des médicaments ?

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["Peu d'infrastructures disponibles", 'Très coûteux', 'Réglementation plus stricte en Europe', 'Eco-responsables']

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Professions concernées par les médicaments biosimilaires : ministère de la santé et de l'économie & l'industrie, LEEM (syndicat professionnel de l'industrie pharmaceutique en France), ANSM (Agence nationale de sécurité du médicament), EMA (Agence européenne des médicaments). Freins au développement des biosimilaires : peu d'infrastructures, coûts élevés, réglementation stricte en Europe, enjeux environnementaux. Leviers possibles : meilleur remboursement en Europe, gains économiques et emplois.

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Quelle est la part d'émissions de gaz à effet de serre associée à la médecine de ville dans le secteur de la santé ?

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['11%']

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Médecine de ville : 11 % Etablissements et services pour adultes et enfants handicapés : 8 % Etablissements et services pour personnes Agées : 10 % Administration publique et les complémentaires de santé : 1 % Emissions non attribuées (médicaments, dispositifs médicaux, utilisation des gaz médicaux et déchets) : 52% Administration et _-complémentaire santé Etablissements et services pour__ 1% enfants et adultes handicapés 8% Etablissements et services pour _~ of personnes agées 10% Médecine de ville 11% Etablissements hospitaliers 19% Figure 26 - Répartition des émissions de gaz a effet de serre du secteur de la santé par acteur Source: calculs The Shift Project 2023 Note : Les émissions associées aux médicaments, dispositifs médicaux et autres sont étudiés séparément pour éviter des biais trop. Importants associés a la méthode de répartition choisie Si on exclut cette fois-ci les postes d’émissions qui n’ont pas été répartis entre chaque entité, nous obtenons la répartition suivante (Figure 27) : Etablissements hospitaliers : 37 % Médecine de ville : 23 % Etablissements et services pour adultes et enfants handicapés : 17 % Etablissements et services pour personnes Agées : 21 % Administration publique et les complémentaires de santé : 2 % Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) &% 73

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Quelle est la part d'émissions de gaz à effet de serre associée à la médecine de ville dans le secteur de la santé ?

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['11%']

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Répartition des dépenses de santé publique en pourcentage selon différents secteurs : médicaments et dispositifs médicaux (51%), établissements hospitaliers (19%), médecine de ville (11%), établissements et services pour personnes âgées (10%), établissements et services pour enfants et adultes handicapés (8%), administration et complémentaire santé (1%).

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Que couvre le plan de mobilité à mettre en place par les établissements de santé ?

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['Le transport des professionnels', 'Leurs déplacements professionnels', 'Le transport des patients', 'Des visiteurs', 'Des fournisseurs', "Une facilitation à l'usage de moyens de mobilité active", 'Les transports en commun', 'Le stationnement adéquat et sécurisé', 'Les horaires de travail']

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A. Rappel des émissions Une autre source majeure de flux physiques pour le secteur de la santé est l'ensemble des déplacements. Cette catégorie « Déplacements » comprend les postes d’émissions 2 « Emissions directes des sources mobiles a moteur thermique » (émissions liées a la consommation de carburant par les transports sanitaires ou par les véhicules d’urgence), 13 « Déplacements professionnels » (ici les déplacements des infirmiers, l’hospitalisation a domicile et les visites des médecins), 16 « Déplacements des usagers et des visiteurs » et 22 « Déplacements domicile-travail ». Nous estimons les émissions de la catégorie « Déplacements » a environ 6,8 MtCQ2e. Elles se répartissent de la maniére présentée Figure 32. 5,0 4,3 4,0 a 3,0 N lo) os) P=] = 20 1,8 1,0 0,42 0,28 0,0 | — Transport des Trajets domicile- Déplacements Sources mobiles de clients et visiteurs travaildes employés — professionnels combustion Figure 32 - Répartition des émissions de GES de la catégorie « Déplacements » B. Co-construire, rédiger et déployer un plan de mobilité de l’établissement ou du groupe sanitaire ou médico-social Depuis le 1° janvier 2018 (Loi de transition énergétique pour la croissance verte - LTECV), toutes les entreprises de plus de 100 salariés sur un site doivent établir un Plan de mobilité (PDM). Ce plan englobe le transport des professionnels (trajets domicile - travail), leurs déplacements professionnels, le transport des patients, des visiteurs, des fournisseurs, des marchandises, des partenaires. Il englobe une facilitation a l'usage de moyens de mobilité active (marche, vélo, trottinette), au co-voiturage, aux transports en commun, la mise a disposition de stationnement adéquat et sécurisé, de douches, une réflexion sur les horaires de travail (personnel administratif et soignant), etc. Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) &% 107

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Que couvre le plan de mobilité à mettre en place par les établissements de santé ?

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['Le transport des professionnels', 'Leurs déplacements professionnels', 'Le transport des patients', 'Des visiteurs', 'Des fournisseurs', "Une facilitation à l'usage de moyens de mobilité active", 'Les transports en commun', 'Le stationnement adéquat et sécurisé', 'Les horaires de travail']

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La figure montre les émissions de gaz à effet de serre en MtCO2e provenant de différentes sources dans une organisation ou entreprise. L'histogramme révèle que le transport des clients et visiteurs est la principale source d'émissions, suivi par les trajets domicile-travail des employés, les déplacements professionnels et enfin les sources mobiles de combustion.

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figure

Qu'est-ce que la France doit faire pour s'engager dans un système de santé plus sobre ?

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["rejoindre l'engagement international des 50 signataires", 'réduire drastiquement les émissions de GES de son système de santé', "l'adapter au changement climatique en cours"]

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carbone du secteur de la santé, ainsi que des modules sur |’éco-conception des soins et sur la transformation écologique a Il’hépital, évidemment adaptés aux filieres suivies. Concernant la formation continue, tous les acteurs du secteur doivent suivre au minimum une formation de 3 jours tous les 5 ans. Elle portera sur les modalités de développement d’une politique environnementale pour décarboner la santé, valoriser les actions de prévention en santé, de promotion de la santé et de juste soin pour une meilleure résilience du secteur et un moindre recours aux soins. Le plan de formation de chaque établissement de soins et le développement professionnel continu (DPC) des professionnels libéraux doivent ainsi présenter ces formations de maniére obligatoire avec un budget dédié chaque année. Montrer un engagement sans faille pour un systéme de santé plus sobre. Pour cela, la France doit commencer par rejoindre Il’engagement international des 50 signataires pour un “Climate smart healthcare” déja signé par les USA, |’Allemagne et I’Angleterre par exemple qui engage les pays signataires a réduire drastiquement les émissions de GES de leur systeme de santé mais aussi a l’adapter au changement climatique en cours. Actuellement, les mouvements de soignants (médecins et infirmiers) appelant a agir pour le climat et la santé des individus se multiplient (“nous prescrivons les mesures climatiques’” d’un collectif médical, le Conseil International des Infirmiéres qui alerte sur les conséquences du changement climatique sur les infirmiers). Raisonner sur le long terme. S’attaquer a des sujets complexes comme la rénovation énergétique des batiments, la gestion des achats hospitaliers, la sobriété numérique ou la décarbonation des moyens de transport, suppose de sortir d’une logique de court terme et d’annualité budgétaire. Les décisions et les investissements d’aujourd’hui déterminent les économies (ou les dépenses) et la capacité de résilience (ou les fragilités) de demain. La clé pour traiter ces sujets ? Planifier, anticiper et intégrer la contrainte carbone de maniére transversale dans tous les outils de planification existants. Communiquer sur les avancées. || s’agit a la fois de valoriser les efforts accomplis et la mobilisation de tous les professionnels de santé. Cela permet également d’améliorer l'image de l’établissement et de montrer que la décarbonation est possible. Mettre en avant dans des politiques transversales santé-environnement les co- bénéfices en termes de santé, climat et réduction des inégalités qui existent entre la transformation de l’6conomie frangaise — devenant plus sobre et résiliente — et l’évolution vers un systéme de santé renforgant les mesures de prévention, de promotion de la santé et de juste soin ciblées et a grande échelle. Un exemple souvent repris concerne les déplacements quotidiens a vélo, en bus ou a pied, qui cotitent moins cher que l’achat, l’assurance et l'entretien d’une voiture individuelle, produit des bénéfices sur la santé de la personne qui se déplace (cardio-vasculaires, bien-étre, etc.), et sur les émissions de gaz a effet de serre. Promouvoir les enjeux énergie-climat-santé auprés des usagers du systéme de soin. Une fois correctement formés aux enjeux environnementaux, le PTEF prévoit que les professionnels du secteur de la santé deviennent de véritables ambassadeurs. Ils sont écoutés par leurs patients qui leur font confiance qui pourront mettre en paralléle les effets bénéfiques de la prévention, de la promotion de la santé et du juste soin sur leur santé et sur l'environnement. Décarboner la santé — The Shift Project — Avril 2023 (v2) ae 19

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