Gaz de schiste

Des États-Unis vers la France : la controverse

par Bernard Tardieu - SPS n°301, juillet 2012

Au début de 2011, peu de gens en France savaient ce que sont le gaz de schiste et les huiles de schiste. Pourtant, il y avait plus de cinq ans que l’exploitation des gaz de schiste progressait très rapidement aux États-Unis. Alors que les États-Unis se préparaient à devenir le plus grand importateur de gaz du monde en développant de nombreux terminaux de regazéification du GNL (gaz naturel liquéfié, voir l’encadré), voilà qu’ils devenaient auto-suffisants en gaz, puis exportateurs de GNL. Les terminaux ont été transformés de regazéification (pour l’importation) en liquéfaction (pour l’exportation). Le prix du gaz est descendu en dessous de 3 $ le MBTu tandis qu’il est d’environ 12 $ en Europe et 15 $ au Japon depuis l’accident de Fukushima.

Gasland et l’image des gaz de schiste

Au début de 2011, les Français découvrent le gaz de schiste en voyant à la télévision le film Gasland qui donne une image calamiteuse de l’exploitation de ce gaz. Pourquoi ce film ? Bonne question. L’impact de cette toute nouvelle ressource fossile sur les prix du gaz et de l’énergie aux États-Unis émeut l’ensemble des lobbies de l’énergie qui sont évidemment puissants dans ce pays et ailleurs. Le gaz de schiste demande moins de capital que l’énergie nucléaire et présente, au moins sur le papier, moins de risques industriels. Son développement a porté un coup au redémarrage du nucléaire aux États-Unis. Le charbon aussi a vu la mise à niveau de ses centrales impactée par ces prix bas. Mais peu importe qui a provoqué ou commandité ce film remarquablement monté, les Françaises et les Français qui, une génération plus tôt, jubilaient lorsque le gaz de Lacq fut découvert, voient dans le gaz de schiste un risque de dégradation grave de leur région, de leurs territoires. Ils s’opposent assez spontanément à ce développement. On peut les comprendre puisque, même aux États-Unis, des ombres apparaissent.

Le gaz naturel liquéfié (GNL) est du gaz naturel (pouvant provenir de gisements conventionnels ou non conventionnels) condensé à l’état liquide (phase de liquéfaction), permettant une réduction du volume d’un facteur d’environ 600, facilitant ainsi son transport par bateau – méthanier). La regazéification est le processus inverse, effectué dans les terminaux méthaniers, et avant injection dans les gazoducs. En France, environ 30 % du gaz consommé provient des importations via les terminaux méthaniers de Montoirde-Bretagne et de Fos-sur-Mer.

Des composants chimiques dangereux et non nécessaires

En avril 2011, la Chambre des représentants des États-Unis a remis un rapport intitulé Chemical used in hydraulic fracturing1. Selon ce texte public, les quatorze principales compagnies du secteur ont, entre 2005 et 2009, utilisé 2500 produits contenant 750 composants chimiques. Plus de 650 de ces produits renferment des substances connues pour leur effet cancérigène, selon les critères américains appliqués à l’eau potable (Safe Drinking Water Act), ou sont des polluants atmosphériques. D’après les experts, ces produits dangereux ne sont pas nécessaires, ni souvent même utiles. Pourquoi l’administration américaine a-t-elle laissé faire pendant ces cinq ans ?

Plus récemment, la revue Science of the total environment évoque la pollution de l’air ambiant et suggère que les risques de développer un cancer sont plus importants dans un rayon de 800 mètres (en arrondissant un demi-mile) autour d’un puits, ainsi que les risques de troubles neurologiques, migraines, irritations oculaires, difficultés respiratoires à cause du benzène émis. Est-ce spécifique à l’exploitation des gaz de roche-mère ?

Des États-Unis à la France

Dans le même temps, les milieux professionnels se préparaient en France à ce métier assez nouveau pour beaucoup d’entre eux. Le monde bougeait et nous ne le voyions pas.

Total a ainsi racheté, fin 2009, 25 % du portefeuille d’actifs de l’opérateur américain Chesapeake, dans les Barnett shales, l’un des plus grands bassins du Texas, avec une option pour y investir jusqu’à 1,45 Md $ (milliard de dollars américains). L’indien Reliance a acquis (transfert de technologie) en juillet 2010 45 % de Texas Pioneer Natural Resources pour 1 Md $. En mai 2010, Shell a acquis East Resources, un producteur de Pennsylvanie, pour 4,7 Mds $. Enfin ExxonMobil, a acquis en décembre 2009 pour 41 milliards de dollars XTO Energy qui est positionné sur presque tous les bassins des États-Unis.

En parallèle, des demandes de permis étaient déposées en France selon les règles du code minier français, assez différent du code américain (voir encadré). Trois permis ayant pour objectif l’exploration du gaz de rochemère ont été délivrés en 2010 : « Montélimar » aux sociétés Total E&P France et Devon Energie Montélimar SAS conjointes et solidaires (4327 km2), et « Villeneuve de Berg » (931 km2) et « Nant » (4114 km2) à la société Schuepbach Energy LLC avec laquelle GDF-Suez envisage de s’associer.

Il y avait donc une réelle connaissance du sujet chez les industriels, dans les services concernés de l’administration, et aussi chez les élus des zones concernées. Pourtant, durant cette période, le sujet n’intéressait personne : le débat énergétique était plutôt focalisé sur le nucléaire et les énergies renouvelables, et les combustibles fossiles y tenaient peu de place.

Ainsi, en juin 2010, une délégation de l’Académie des technologies a rencontré à Washington les principaux acteurs de l’énergie aux États-Unis. Le message que nous y avons reçu a été très clair et très homogène. La priorité des États-Unis est l’indépendance énergétique, à égalité avec l’amélioration de l’emploi. Cette politique repose sur deux piliers : le pétrole offshore profond sur les côtes américaines et le shale gas (ou gaz de schiste) que nous découvrions et qui représentait déjà 22 % de la consommation américaine. À notre retour, nous avons fait part de cette constatation sans rencontrer d’écho. Les médias dans leur ensemble, même les médias scientifiques, ne voyaient pas de pertinence à ce sujet.

Une brusque prise de conscience

On peut donc comprendre que l’irruption du film Gasland dans les foyers français a provoqué un rejet assez vif. Chez la majorité de nos concitoyens, l’impact que pourraient avoir ces nouvelles ressources potentielles sur le prix du gaz chez le consommateur n’est pas perçu clairement. Le prix du gaz est pourtant en forte hausse en France car il est défini sur la base de contrats bilatéraux à long terme avec nos fournisseurs habituels (Pays-Bas, Russie, Algérie...) généralement liés au cours du pétrole. L’expérience de l’arrêt de livraison du gaz russe traversant l’Ukraine lorsque celle-ci avait des retards de paiement n’avait pas eu d’impact notable en France du fait de la diversification des fournisseurs voulue par GDF Suez.

Le code minier

Le code minier, issu d’une loi de 1810, codifié en 1956, récemment mis à jour, gouverne l’exploitation du sous-sol et en particulier l’extraction des substances utiles qu’il contient.

Dans les pays anglo-saxons, le propriétaire du sol est propriétaire du sous-sol.

En Europe continentale, le propriétaire du sol n’a de droit que sur des substances de peu de valeur, en général des matériaux de construction. Les autres substances ne sont pas propriété de l’État, mais celui-ci a le droit « régalien » d’en décider l’utilisation.

L’acte réglementaire qui est pris en application de ce droit peut être un permis exclusif de recherches, qui donne le droit exclusif de rechercher un gisement dans une zone déterminée, ou un permis d’exploitation qui donne le droit d’exploiter un gisement, pour une période limitée (pouvant aller jusqu’à 50 ans). L’État peut percevoir une redevance. Le propriétaire du sol peut lui aussi percevoir une redevance, mais ce n’est pas obligatoire. Les terrains nécessaires à l’exploitation peuvent être, faute d’accord amiable, occupés par l’exploitant après indemnisation.

Les travaux miniers sont réglementés du point de vue de leur sécurité et des nuisances engendrées. Certains travaux nécessitent une autorisation préalable de l’autorité compétente.

J.G.

Le gouvernement a réagi assez brusquement. Le 30 juin 2011, le Parlement a adopté une loi qui interdit l’exploration et l’exploitation des mines d’hydrocarbures liquides ou gazeux – le fameux gaz de schiste – par fracturation hydraulique. Ce texte, publié au journal officiel le 13 juillet, annule également les permis exclusifs de recherches attribués précédemment et comportant des projets ayant recours à cette technique. Enfin, il crée une « Commission nationale d’orientation de suivi et d’évaluation des techniques d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures » qui n’est pas encore constituée et ne fonctionne donc pas.

À la suite de cette loi, une mission complémentaire a été confiée en août 2011 au Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD) et au Conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies (CGIET), rattachés respectivement au Ministère de l’environnement et du développement durable, et au Ministère de l’industrie. Les questions posées dans le cadre de cette mission complémentaire sont principalement :

  • l’examen de l’ensemble des techniques disponibles ou en développement pour explorer et exploiter le gaz et l’huile de schiste, l’évaluation de leur efficacité, de leur impact, de leurs coûts, du niveau de maîtrise par l’industrie française et européenne ;
  • la qualification du potentiel économique que pourrait générer l’exploitation des hydrocarbures de roche-mère ;
  • l’identification d’un cadre organisationnel et juridique permettant d’encadrer strictement les expérimentations sur les technologies d’exploration et d’exploitation et d’assurer la concertation nécessaire avec l’ensemble des parties prenantes.

Cette mission a fait l’objet d’un déplacement dans trois départements pour recueillir les avis et analyses des élus locaux, des organisations de protection de l’environnement et des organismes scientifiques mobilisés autour des projets d’exploration des ressources en hydrocarbures de roche-mère. Deux des membres de la mission ont effectué un déplacement aux États-Unis du 9 au 12 mai 2011 qui leur a permis, d’une part, de se rendre sur cinq sites au Texas (2 en zone péri-urbaine, 3 en zone rurale) aux différents stades opérationnels (forage, fracturation hydraulique en cours, puits en production) et, d’autre part, de rencontrer les autorités des États du Texas et de Pennsylvanie chargés de la réglementation, des représentants des industriels, du Department of Energy, de l’Environmental Protection Agency et de la Maison Blanche.

En résumé, et en utilisant le vocabulaire pertinent, la France possède dans son sous-sol des roches-mères riches en matières organiques décomposées et donc en ressources carbonées fossiles dites non conventionnelles. Dans le Bassin parisien, on trouve des huiles de roche-mère (on trouve déjà du pétrole conventionnel). Dans le sud-est du pays (Cévennes, Causses...), on devrait trouver des gaz de roche-mère, c’est-à-dire du méthane. Ce gaz est situé dans une couche du lias placée en partie sous les calcaires karstiques très perméables des Causses, ce qui complique un peu les procédures.

Quel impact sur l’indépendance énergétique de la France ?

La première question à laquelle il convient de répondre est stratégique : ces gaz de roche-mère pour le sud-est de la France et les huiles de roche-mère pour le bassin parisien peuvent-elles avoir un impact vraiment significatif sur l’indépendance énergétique de notre pays, sur le prix du gaz (et du pétrole), sur l’emploi et sur la constitution de secteurs industriels d’exportation ? Le rapport des deux Conseils généraux n’est pas vraiment optimiste sur ces sujets. En ce qui concerne les emplois créés et les positions industrielles, il est très prudent et résiste à la tentation de transposer en France ce qui se passe aux États-Unis. Mais c’est aux industriels français de répondre à la question et de montrer leur dynamisme.

En ce qui concerne les réserves, le rapport est plutôt moins optimiste que les organismes américains (l’USEIA – U.S. Energy Information Administration) qui met la France à une place enviable, juste derrière la Pologne. Mais que peut-on affirmer avant d’avoir fait les explorations et les recherches qui permettront de connaitre le volume de la ressource et, surtout, le coût de son exploitation ?

Fin mars 2012, l’Institut national de géologie de Varsovie a révisé à la baisse ses estimations de ressources en gaz de roche-mère. La Pologne place au premier rang son indépendance vis-à-vis du gaz en provenance de son voisin russe, et les trois quarts des polonais sont favorables aux projets d’exploitation des gaz de roche-mère. Comme en France, la question des coûts d’exploitation est essentielle. Ce gaz va-t-il remplacer le gaz russe, ou bien, s’il revient plus cher que ce dernier ou que le GNL livrable dans les ports de la Baltique, va-t-il constituer une réserve stratégique servant essentiellement comme argument de négociation ? Peut-on extrapoler à l’Europe les bas coûts d’exploitation des gaz de roche-mère nord-américains ?

La question sera la même en France : si les réserves sont importantes, faudra-t-il les exploiter tout de suite ou bien serait-il plus avisé de continuer d’importer, soit parce que le coût est plus faible, soit en considérant que le gaz de roche-mère constituent une réserve stratégique pour les années ou les générations à venir ?

Peut-on exploiter le gaz de schiste proprement ?

La seconde question à laquelle il faudra répondre, si l’on juge souhaitable d’exploiter un jour ces gaz et ces huiles de roche-mère, est technique : existe-t-ils des procédés propres et respectueux de l’environnement ?

C’est affaire de spécialistes. Il n’y a aucune raison de penser que non, mais cela peut avoir un coût. Les produits injectés vraiment nécessaires sont contrôlables. En revanche, il faut se méfier des substances qui sont délavées lors de l’exploitation et qui sont remontées avec l’eau. Toutes ne sont pas anodines et l’eau récupérée doit être traitée. Enfin, les quantités d’eau utilisées pour le forage et la fracturation hydraulique représentent environ 10 000 m3 par puits, soit 3 à 4 fois le volume d’une piscine olympique. Ce n’est ni considérable ni négligeable.

Les plus prudents pourront penser qu’il est préférable de mettre au point les technologies dans les autres pays pour limiter au maximum les risques chez nous. Cela se défend. Mais on peut aussi choisir de prendre quelques risques contrôlés pour développer les technologies propres que tout le monde attend, gagner des positions industrielles à l’exportation et créer des emplois en France.

De l’eau radioactive ?

Les argiles ont la propriété de concentrer la matière organique (roche-mère) mais aussi les minéraux lourds et notamment les éléments radioactifs. Certaines argiles sont donc parfois roche-mère et minerais d’uranium. Les eaux qui circulent dans ces argiles sont donc naturellement radioactives. Dans le cas de certains gisements de gaz de schiste ces formations ont même été exploitées pour leurs minerais d’uranium (les champs Marcellus aux USA et schiste d’Alum en Suède, par exemple) !

Il faut relativiser l’importance de cette radioactivité naturelle. Certaines couches géologiques radioactives affleurent en surface, là où des gens vivent depuis des générations. Ils consomment de l’eau douce ayant traversé ces couches (c’est la cas du bassin de Lodève en France, ou dans le Limousin) sans que l’on n’ait pu montrer une quelconque surmortalité. De même, l’eau de Badoit est naturellement radioactive et est traitée avant commercialisation.

Quant à l’eau issue de l’exploitation des gisements d’hydrocarbures (non conventionnels ou conventionnels), elle est soumise à la réglementation du pays. En France, il y a un seuil maximum de radioactivité au delà duquel on ne peut rejeter cette eau sans un traitement adapté (passage sur des résines qui retiennent les particules radioactives, résines qui sont ensuite prises en charge par l’ANDRA – l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs). Cela ne représente pas de difficulté technologique particulière, mais un coût supplémentaire pour l’exploitant.

R.V.
Mis en ligne le 6 mars 2013
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