L'industrie des gaz de shale : l'expérience québécoise © Patrick González, Département d’économique Université Laval

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)

Unités de conversion Pied3 bcf m3 M m3 BTU mmBTU GJ kWh mWh boe   Pied3 bcf m3 M m3 BTU mmBTU GJ kWh mWh boe l fioul Pied3  1 1,E-09 2,83E-02 2,83E-05 1027 1,03E-03 1,08E-03 0,30 3,01E-04 1,77E-04 2,70E-02 1,E+09 2,83E+07 28317 1,027E+12 1,03E+06 1,08E+06 3,01E+08 3,01E+05 1,77E+05 2,70E+07 35 3,53E-08 1,00E-03 36268 3,63E-02 3,83E-02 10,6 1,06E-02 6,24E-03 0,95 35315 3,53E-05 1000 36268162,57 36 38 10629 6,24 952 9,74E-10 2,76E-02 2,76E-05 1,E-03 1,06E-03 0,29 2,93E-04 1,72E-04 2,62E-02 974 9,74E-07 28 1,E+06 1,06 293 0,17 26 923 9,23E-07 2,61E-02 9,48E+05 278 0,28 0,16 25 3,32 3,32E-09 9,41E-02 9,41E-05 3412 3,41E-03 3,60E-03 5,87E-04 8,96E-02 3323 3,32E-06 94 3412300 3,41 3,60 0,59 90 5405 5,41E-06 153 0,15 5551365,225 5,55 5,86 1627 1,63 146 37 3,71E-08 1,05 1,05E-03 38100 3,81E-02 4,02E-02 11 1,12E-02 6,56E-03

Consommation annuelle Québec : 200 bcf/année (5,7 milliards de m3) 11 % du bilan (Canada 34 %) France : 1 400 bcf/année (40 milliards de m3), 15 % du bilan

Production et réserves Prod. 2010 bcf/mois Puits 2008  2009 Rés. 2000 tcf Rés. 2009 Prou-vées Shale US 1 846 32 623  17 742 1 268 2 076 245 616 Canada 450 12 361  5 082 404 794 62 128 Québec Total : 603 (p & g) 07-10: 29 2015 : 150 à 600 ? 40 Réserve 18 Utica provient de l’estimation de Questerre en mars 2010 Les chiffres Canada et USA viennent de la Candidan Gas

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

Crise énergétique en Californie Évolution du prix spot 1 bcf ≅ 106 mmBTU Hiver froid ¢/lf Katrina Crise financière Crise énergétique en Californie 38,1 ¢ 15,2 ¢

Réseau

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, bactéricide, microémulsion, anticorrosif) Eau : 12 000 m3 à 20 000 m3 ; 30-50% récupérée 6 à 10 forages par site (quelques semaines ou mois de travaux) Site 800 m x 800 m

Tubage

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

Bassins

Shale d’Utica 1 million d’hectares Roche affleure en surface sur la rive nord du St-Laurent et s’enfonce jusqu’à 2,5 km de profondeur le long de la faille Logan Profondeur : 700 m -1830 m Épaisseur 100-250 m, jusqu’à 750 m dans la vallée du Richelieu (Barnett: 1370 m et 2750 m, 45 m à 215 m d’épaisseur) 88-97% méthane , <1% gaz inertes, sans sulfure d’hydrogène

Comparaison Shale Superficie M km2 Potentiel tcf Réserve tcf Barnett (TX) 13 327 44 Marcellus (PA, NY) 250 1500 262 Horn River (CB) 500 100 Montney (CB) n. d. 80 à 700 16 à 140 Colorado (AB, SK) >100 Horn Bluff (NB) >130 Utica (QC) 10 >120 9 à 40

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 Mp3/j moyenne pour 25 jours Août 2010 : BAPE Automne 2010 : Moratoire ? Mars 2011 : Rapport du BAPE, Rapport du vérificateur général au développement durable

Portrait de l’industrie Juniors : Questerre, Gastem, Junex, etc Majors : Talisman, Forest Oil Coût d’un puits 10 M $ (7,3 M € ). L’émergence d’une 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¢)

Permis d’exploration 109 permis (pétrole et gaz) 1,8 M d’hectares 13 sociétés 29 forages dont 7 en 2010 200 M$ investis depuis 2007

Exploration Source : Equity Research, Fraser Mackenzie

Redevances (droits d’exploration) 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 l’État Droits d’exploration : 10 ¢ par hectare + obligation d’investissement (forages ou études) incrémentale : 50 ¢ par hectare par année (50 ¢, 1 $, 1,50 $, etc). Québec : 200 000 $ Colombie-Britannique : enchères 2,41 milliards $

Redevances (droits d’exploitation) 10 ¢ pour les premiers 84 000 M3 ; 12,5 ¢ ensuite $ 2,50 par hectare (entre 200 h et 2 000 h) Alberta : plus grande déclinaison selon l’âge du puits (coût) USA Négociation privées Firmes spécialisées dans la gestion des royalties

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

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 d’eau contaminée pendant 16 heures Responsabilité civile limitée (risque financier) 1 million $ au Québec (VG : insuffisant) Garantie pour puits orphelin (max 150 000 $)

Proximité de la population Utica : 2 062 171 habitants Densité 129 h/km2 en Montérégie 30 h/km2 en Chaudière-Appalaches et dans le Centre- du-Québec Distance minimale règlementaire de 100 m 1880 : Loi sur les mines

Externalités Émanations de GES Fuites de méthane (Howarth et Atkison, 2010) Benzène * CO et CO2 des camion-citerne * Emploi de l’eau (problème en France ?) * Transport de l’eau (routes) * Traitement des eaux usées * Additifs * Fracturation

Coût des externalités Bruit, poussière, vibrations, paysages, etc Analyse hédonique : Boxall et al. (2005) Alberta Puits conventionnels Émanations de sulfure d’hydrogène 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

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

Enjeux économiques II Arbitrage entre la politique environnementale et la politique de valorisation des ressources Tarification de l’eau, taxe (8 ¢ le litre d’essence) pour fonds vert Extraction et appropriation de la rente économique Rente : prix – coût d’extraction Concurrence monopolistique entre juridictions Difficulté de récupérer ex post la rente ex ante (importance de l’octroi des permis d’exploration) Exemple du Loto Redevances basées sur la rente et non sur le prix

Conclusion L’extraction des gaz de shale est une activité lourde qui affecte l’environnement local Le potentiel économique de cette ressource est appréciable L’enjeu est de conjuguer les dimensions environnementale (par une réglementation appropriée) et économique (par des mécanismes d’extraction et de distribution de la rente au bénéfice des citoyens)