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L'industrie des gaz de shale : l'expérience québécoise © Patrick González, Département déconomique Université Laval.

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1 L'industrie des gaz de shale : l'expérience québécoise © Patrick González, Département déconomique Université Laval

2 Gaz naturel Gaz naturel : 80 % méthane (+ éthane, propane, etc) Producteurs : Russie, USA, Canada (Alberta), Iran, Norvège, Algérie, Qatar Gaz conventionnel Gaz non conventionnel (shale, coal bed methane) considéré à la suite de développements technologiques majeurs (fracturation)

3 Unités de conversion Pied 3 bcfm3m3 M m 3 BTUmmBTUGJkWhmWhboel fioul Pied 3 11,E-092,83E-022,83E-0510271,03E-031,08E-030,303,01E-041,77E-042,70E-02 bcf1,E+0912,83E+07283171,027E+121,03E+061,08E+063,01E+083,01E+051,77E+052,70E+07 m3m3 353,53E-0811,00E-03362683,63E-023,83E-0210,61,06E-026,24E-030,95 M m 3 353153,53E-0510001 36268162,5 7 36381062910,66,24952 BTU9,74E-102,76E-022,76E-0511,E-031,06E-030,292,93E-041,72E-042,62E-02 mmBTU9749,74E-07282,76E-021,E+0611,062930,290,1726 GJ9239,23E-07262,61E-029,48E+050,9512780,280,1625 kWh3,323,32E-099,41E-029,41E-0534123,41E-033,60E-0311,E-035,87E-048,96E-02 mWh33233,32E-06949,41E-0234123003,413,60100010,5990 boe54055,41E-061530,15 5551365,22 5 5,555,8616271,631146 l fioul373,71E-081,051,05E-03381003,81E-024,02E-02111,12E-026,56E-031

4 Consommation annuelle Québec : 200 bcf/année (5,7 milliards de m 3 ) 11 % du bilan (Canada 34 %) France : 1 400 bcf/année (40 milliards de m 3 ), 15 % du bilan

5 Production et réserves Prod. 2010 bcf/m ois Puits 2008 2009Rés. 2000 tcf Rés. 2009 tcf Prou- vées tcf Shale tcf US1 84632 623 17 7421 2682 076245616 Canada45012 361 5 08240479462128 QuébecTotal : 603 (p & g) 07-10: 29 2015 : 150 à 600 ? 40

6 Marché nord-américain Production : marché concurrentiel (RC4 US 28 %) Prix spot aux hubs + imputation des coûts de transport depuis le hub jusquau point dinsertion (vendeur) ou de retrait (acheteur) Transport et distribution règlementé monopoles naturels (subadditivité) Transcanada Pipeline (TCPL) Trans Québec et Maritimes (TQM) Gaz Métro

7 Évolution du prix spot Crise énergétique en Californie Hiver froid Katrina Crise financière 15,2 ¢ 38,1 ¢ ¢/lf 1 bcf 10 6 mmBTU

8 Réseau

9 Puits Gisement conventionnel : roche mère, réservoir et couverture Shale : schiste argileux, à la fois roche mère, réservoir et couverture Vertical : 1 à 2,5 km, horizontal : 1km Nappe phréatique à 100 m Fracturation hydraulique : eau 90 %, sable 9,4 % additifs (antifriction pour diminuer la pression, bactericide, microemulsion, anticorrosif) Eau : 12 000 m 3 à 20 000 m 3 ; 30-50% récupérée 6 à 10 forages par site (quelques semaines ou mois de travaux) Site 800 m x 800 m

10

11 Tubage

12 Tête de puits Québec : reliée au réseau France : liquéfaction ?

13 Bassins

14 Shale dUtica 1 million dhectares Roche affleure en surface sur la rive nord du St-Laurent et senfonce jusquà 2,5 km de profondeur le long de la faille Logan Profondeur : 700 m -1830 m Épaisseur 100-250 m, jusquà 750 m dans la vallée du Richelieu (Barnett: 1370 m et 2750 m, 45 m à 215 m dépaisseur) 88-97% méthane, <1% gaz inertes, sans sulfure dhydrogène

15 Comparaison ShaleSuperficie M km 2 Potentiel tcfRéserve tcf Barnett (TX)1332744 Marcellus (PA, NY) 2501500262 Horn River (CB)13500100 Montney (CB)n. d.80 à 70016 à 140 Colorado (AB, SK) n. d.>100n. d. Horn Bluff (NB)n. d.>130n. d. Utica (QC)10>1209 à 40

16 Historique Premiers puits et exploration dix- neuvième siècle 1955 : Pointe-du-Lac 1969 : Création SOQUIP 1972 : Saint-Flavien (en production de 1980 à 1994) 1993 : Premiers forages au Texas 2002-2006 : Pétrole et gaz Hydro- Québec Fin 2007 (annoncé en avril 2008) : Forest Oil (Saint-François-du-Lac et Bécancour) 2007-2010 : 28 puits dont 11 horizontaux (Junex 7, Talisman 10, Gastem 2, Forest Oil 2, Questerre 1, Canbriam 6) Janvier 2010 Gasland Février 2010 : Talisman Saint-Édouard 6 Mp 3 /j moyenne pour 25 jours Août 2010 : BAPE Automne 2010 : Moratoire ? Mars 2011 : Rapport du BAPE, Rapport du vérificateur général au développement durable

17 Portrait de lindustrie Juniors : Questerre, Gastem, Junex, etc Majors : Talisman, Forest Oil Coût dun puits 10 M $ (7,3 M ). Lémergence dune industrie de services (offre de long terme décroissante) pourrait réduire ces coûts de 60 % Proximité du réseau: 1 $ - 2 $ de prime par rapport au prix NYMEX (Barnett : pénalité de 50¢)

18 Permis dexploration 109 permis (pétrole et gaz) 1,8 M dhectares 13 sociétés 29 forages dont 7 en 2010 200 M$ investis depuis 2007

19 Exploration

20 Redevances (droits dexploration) Propriété du sol et du sous-sol (Loi sur les mines) USA : sol + sous-sol au propriétaire Canada (France) : sol au proprio et sous-sol à lÉtat Droits dexploration : 10 ¢ par hectare + obligation dinvestissement (forages ou études) incrémentale : 50 ¢ par hectare par année (50 ¢, 1 $, 1,50 $, etc). Québec : 200 000 $ Colombie-Britannique : enchères 2,41 milliards $

21 Redevances (droits dexploitation) Droits dexploitation 10 ¢ pour les premiers 84 000 M 3 ; 12,5 ¢ ensuite $ 2,50 par hectare (entre 200 h et 2 000 h) Alberta : plus grande déclinaison selon lâge du puits (coût) USA Négociation privées Firmes spécialisées dans la gestion des royalties

22 Autres revenus et bénéfices Permis (financement de la réglementation) Taxes et impôts (- coût du programme dactions accréditives) Emplois spécialisés et hausses de salaires ? Information procurée par les entreprises

23 Risques Risque pour la nappe phréatique (Dimock, PA) Fissures dans la gaine du puits Écoulements des bassins de rétention Refoulements de gaz Haslet (TX) en 2002 : évacuation de 30 résidences Pennsylvanie (2010) : expulsion de 35 M gallons de gaz et deau contaminée pendant 16 heures Responsabilité civile limitée (risque financier) 1 million $ au Québec (VG : insuffisant) Garantie pour puits orphelin (max 150 000 $)

24 Proximité de la population Utica : 2 062 171 habitants Densité 129 h/km 2 en Montérégie 30 h/km 2 en Chaudière-Appalaches et dans le Centre- du-Québec Distance minimale règlementaire de 100 m 1880 : Loi sur les mines

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26 Externalités Émanations de GES Fuites de méthane (Howarth et Atkison, 2010) Benzène * CO et CO 2 des camion-citerne * Emploi de leau (problème en France ?) * Transport de leau (routes) * Traitement des eaux usées * Additifs * Fracturation

27 Coût des externalités Bruit, poussière, vibrations, paysages, etc Analyse hédonique : Boxall et al. (2005) Alberta Puits conventionnels Émanations de sulfure dhydrogène Baisse de 4 % à 8 % de la valeur des résidences dans un rayon de 4 km autour du puits Valeur contingente : Bernstein et al. (2010) Rivière Susquehanna, PA Disposition à payer de 10 $/mois

28 Enjeux économiques I Salaires et emplois ? Offre de travail à court terme vs à long terme Développement de lindustrie locale de services Détermine les coûts de forage Détermine les avantages comparatifs dynamiques (développement de lexpertise) Bénéfice net pour la population (subsidiarité) Bénéfice net pour les communautés locales ? Peu de revenus pour les municipalités Ministères en cause : ressources, agriculture, environnement

29 Enjeux économiques II Arbitrage entre la politique environnementale et la politique de valorisation des ressources Tarification de leau, taxe (8 ¢ le litre dessence) pour fonds vert Extraction et appropriation de la rente économique Rente : prix – coût dextraction Concurrence monopolistique entre juridictions Difficulté de récupérer ex post la rente ex ante (importance de loctroi des permis dexploration) Exemple du Loto Redevances basées sur la rente et non sur le prix

30 Conclusion Lextraction des gaz de shale est une activité lourde qui affecte lenvironnement local Le potentiel économique de cette ressource est appréciable Lenjeu est de conjuguer les dimensions environnementale (par une réglementation appropriée) et économique (par des mécanismes dextraction et de distribution de la rente au bénéfice des citoyens)


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