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Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels

27 novembre 2013 : Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels ( rapport de l'opecst )

Rapport n° 174 (2013-2014) de MM. Jean-Claude LENOIR, sénateur et Christian BATAILLE, député, fait au nom de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques, déposé le 27 novembre 2013

Disponible au format PDF (39 Moctets)


N° 1581
ASSEMBLÉE NATIONALE

CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958

QUATORZIÈME LÉGISLATURE

 

N° 174
SÉNAT

SESSION ORDINAIRE DE 2013-20134

Enregistré à la Présidence de l'Assemblée nationale
le 27 novembre 2013 

Enregistré à la Présidence du Sénat
le 27 novembre 2013

OFFICE PARLEMENTAIRE D'ÉVALUATION

DES CHOIX SCIENTIFIQUES ET TECHNOLOGIQUES

RAPPORT

sur

LES TECHNIQUES ALTERNATIVES À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE POUR L'EXPLORATION ET L'EXPLOITATION DES HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS

Par MM. Jean-Claude LENOIR, sénateur, et Christian BATAILLE, député

Composition de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques

Président

M. Bruno SIDO, sénateur

Premier Vice-président

M. Jean-Yves LE DÉAUT, député

Vice-présidents

M. Christian BATAILLE, député M. Roland COURTEAU, sénateur

Mme Anne-Yvonne LE DAIN, députée M. Marcel DENEUX, sénateur

M. Jean-Sébastien VIALATTE, député Mme Virginie KLÈS, sénatrice

DÉPUTÉS

SÉNATEURS

M. Denis BAUPIN

M. Alain CLAEYS

M. Claude de GANAY

Mme Anne GROMMERCH

Mme Françoise GUEGOT

M. Patrick HETZEL

M. Laurent KALINOWSKI

M. Alain MARTY

M. Philippe NAUCHE

Mme Maud OLIVIER

Mme Dominique ORLIAC

M. Bertrand PANCHER

M. Jean-Louis TOURAINE

M. Gilbert BARBIER

Mme Delphine BATAILLE

M. Michel BERSON

Mme Corinne BOUCHOUX

M. Marcel-Pierre CLÉACH

Mme Michèle DEMESSINE

Mme Chantal JOUANNO

Mme Fabienne KELLER

M. Jean-Pierre LELEUX

M. Jean-Claude LENOIR

Mme Marie-Noëlle LIENEMANN

M. Christian NAMY

M. Jean-Marc PASTOR

Mme Catherine PROCACCIA

AVANT-PROPOS

En déposant, en juin 2013, un rapport d'étape sur la question des méthodes d'extraction des hydrocarbures non conventionnels, l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques avait souhaité verser une contribution au débat national sur la transition énergétique. Les recommandations adoptées à l'issue de ce débat évoquent l'utilité d'une étude d'impact global des « gaz de schiste » qui pourrait ainsi éclairer sur les conséquences (environnementales, économiques) d'une éventuelle exploitation dans notre pays, même si cette proposition, quoique majoritaire, est restée controversée et que l'opportunité d'une telle étude n'a pas été partagée par l'ensemble des participants1(*).

Par la suite, nos collègues Bruno Sido, président, et Jean-Yves Le Déaut, Premier vice-président de l'Office parlementaire, ont réalisé un rapport sur la transition énergétique à l'aune de l'innovation et de la décentralisation, qui évoque les conclusions du rapport d'étape2(*).

Depuis ce dernier, vos rapporteurs ont poursuivi leurs auditions, accompli une mission aux États-Unis en juillet, un déplacement en septembre à Montpellier au sujet des bassins du sud-est3(*), ainsi qu'une mission fin septembre en Pologne.

Vos rapporteurs ont tenu le plus grand compte des observations qui ont été formulées sur leur rapport d'étape.

Le présent rapport approfondit en particulier la question des techniques alternatives à la fracturation hydraulique, qui se révèlent plus avancées que ce que les auditions menées pour le rapport d'étape permettaient de penser.

Cette question est au coeur de la saisine de l'OPECST par le président de la commission des affaires économiques du Sénat. La loi n° 2011-835 du 13 juillet 20114(*) n'interdit pas en principe toute exploitation des gisements non conventionnels, mais uniquement la technique de la fracturation hydraulique. Cette loi, dont les dispositions ont récemment été validées par une décision du Conseil constitutionnel5(*), n'interdit pas non plus la recherche, mais en fixe, au contraire, le cadre. Le Conseil constitutionnel a validé la loi en droit sans se prononcer sur son opportunité.

La loi de 2011 a été votée dans un contexte de protestations, dans certaines régions localisées dans lesquelles des permis d'exploration et d'exploitation avaient été accordés. Ces protestations provenaient de l'inquiétude suscitée par la technique de la fracturation hydraulique, présentée comme dangereuse pour l'environnement et la santé, en particulier par le film Gasland6(*), mais aussi par la crainte de populations riveraines de voir leur lieu de vie dégradé par une activité de type minier. Comme la loi était à l'époque soutenue par les principaux partis de gouvernement, elle a acquis une image de texte consensuel, mais vos rapporteurs notent que la proposition de loi avait été votée avec une opposition non négligeable (le texte issu de la CMP a recueilli 96 voix contre 46 à l'Assemblée, et 176 voix contre 151 au Sénat en juin 2011)7(*).

Il convient de préciser que, dans les roches-mères, imperméables, il est toujours nécessaire de procéder par drain horizontal et par fissuration de la couche. Mais des techniques sans eau ni additifs sont opérationnelles et éprouvées.

Vos rapporteurs ont également souhaité examiner, de façon plus approfondie la question des émissions de méthane. Ce gaz est en effet un puissant gaz à effet de serre, dont la libération, même en petite quantité, peut aller fortement à l'encontre des objectifs de Kyoto.

Au long de leurs travaux, à travers leurs échanges, vos rapporteurs ont bien observé que l'enjeu dans notre pays dépasse la technique de la fracturation hydraulique et de ses alternatives, pour s'intéresser à l'opportunité d'exploiter et, au minimum, de connaître les ressources que pourrait receler le territoire national. Le présent rapport ne peut éluder ce débat.

Vos rapporteurs ont interrogé des associations de défense de l'environnement, en France comme aux États-Unis et en Pologne. En France, les associations se prononcent de façon générale contre l'utilisation des énergies fossiles quelle que soit la méthode employée et en allant bien au-delà des termes de la loi. L'Allemagne, donnée en exemple par certains, remplace aujourd'hui des énergies décarbonées par des énergies émettrices de CO2.

Aux termes de leurs travaux, vos rapporteurs concluent qu'il existe bien des techniques alternatives à la fracturation hydraulique, au sens où il est possible de se passer complètement d'eau pour extraire les hydrocarbures non conventionnels. Une technique prometteuse pourrait être celle qui fait appel au gaz carbonique, gaz sans danger d'explosion et qui, comme principal gaz à effet de serre, pourrait ainsi être en quelque sorte « domestiqué ».

Ils conservent également la conviction, étayée par des témoignages sur le terrain en France et surtout aux États-Unis, que la fracturation hydraulique a fait d'importants progrès et que c'est une technologie, certes industrielle et comportant des risques, mais maîtrisée et raisonnablement utilisable dans un pays développé doté de hautes exigences environnementales.

En revanche, comme toute activité touchant au sous-sol, elle modifie l'ordre naturel et peut avoir des conséquences qu'il convient de tenter d'anticiper et de maîtriser.

Les travaux de vos rapporteurs plaident pour un renforcement de la recherche en France sur ces sujets et non, comme une mauvaise interprétation de l'esprit de loi de juillet 2011 tend à l'accréditer, pour un abandon généralisé de la filière des hydrocarbures non conventionnels. Ne serait-ce que parce que de nombreuses entreprises françaises sont impliquées de par le monde dans cette activité. La France, quant à elle, ne représente en superficie qu'une faible part du monde développé : si cette activité était réellement gravement nocive pour l'environnement, sanctuariser notre pays seul n'aurait pas grand sens. Si l'enjeu n'est pas seulement de « préserver notre jardin » (nous voulons bien utiliser le gaz et le pétrole, mais qu'ils soient produits chez les autres), donc il faut davantage de recherche, davantage de connaissances, et non rester enfermé dans une ignorance qui ne protégera pas notre pays.

Les États-Unis connaissent un rebond économique spectaculaire grâce aux hydrocarbures non conventionnels. Cette situation nouvelle modifiera les équilibres géopolitiques et, que cela nous plaise ou non, aura une incidence sur l'économie française.

I. LA STIMULATION DE LA ROCHE PAR DES PROCÉDÉS AUTRES QUE LA FRACTURATION HYDRAULIQUE

La fracturation hydraulique est une technique ancienne, utilisée pour la première fois en 1947, consistant à injecter à forte pression dans un puits un fluide à base d'eau, permettant de fissurer la roche. Ce procédé vise à compléter et à interconnecter les failles existant au sein de cette roche, afin de faciliter l'écoulement de la ressource produite. Utilisée par le passé dans le monde entier, y compris en France, la fracturation hydraulique a des objets variés, incluant l'extraction d'hydrocarbures conventionnels, l'adduction d'eau ou encore la géothermie.

Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique répondent, elles aussi, à cette nécessité : lorsque la ressource est piégée au sein de pores de tailles variables, dans une roche imperméable, elle ne peut être libérée que par l'emploi de procédés de fissuration. Il n'existe pas de technique miraculeuse qui permettrait d'extraire les hydrocarbures de la roche-mère, sans porter aucune atteinte à celle-ci.

A. FRACTURER LA ROCHE : UNE NÉCESSITÉ, PLUSIEURS MODALITÉS POSSIBLES

Dans ce contexte, il existe plusieurs types de techniques alternatives à la fracturation hydraulique, plus ou moins matures, avec des avantages et des inconvénients divers. Certaines d'entre elles sont anciennes et opérationnelles, comme la stimulation au propane - qui connaît néanmoins des évolutions - ; d'autres font l'objet de recherches, dont notre pays ne doit pas se détourner à l'avenir, quelle que soit sa position actuelle concernant la fracturation hydraulique.

1. La fracturation, une nécessité pour accroître la perméabilité de la roche

L'utilisation de technologies de fracturation est nécessaire lorsque la roche contenant les hydrocarbures est insuffisamment perméable.

a) Des ressources non conventionnelles de plusieurs types

Les hydrocarbures non conventionnels sont piégés dans des argiles compactes dont la perméabilité est faible.

GISEMENTS CONVENTIONNELS ET NON CONVENTIONNELS

L'existence de gisements conventionnels est issue de la conjonction, finalement rare, de facteurs géologiques associés à certaines conditions de température et de pression : comme le note l'IFP Énergies nouvelles8(*) : « L'existence de grands gisements d'hydrocarbures revêt, compte tenu de toutes les conditions nécessaires à leur constitution, un caractère somme toute exceptionnel »9(*). Dans ce cas, huiles et gaz se sont échappés de la roche-mère et ont migré à travers des roches perméables jusqu'à qu'ils soient arrêtés par des roches imperméables formant une « couverture ». Les hydrocarbures s'accumulent alors dans la roche poreuse pour former un réservoir. S'ils ne sont pas arrêtés lors de leur migration ces hydrocarbures peuvent d'ailleurs s'échapper à la surface.

Les hydrocarbures non issus de tels gisements, dits non conventionnels, sont de plusieurs types. Ils sont soit issus de réservoirs de mauvaise qualité (hydrocarbures de réservoirs compacts), soit piégés dans la roche-mère (gaz et pétrole dits de schiste, gaz de houille). Sous l'effet de l'augmentation de la pression et de la température avec la profondeur, la roche-mère produit en effet des hydrocarbures (huiles, gaz) et un résidu insoluble appelé kérogène. Une partie des hydrocarbures générés peut ne pas être expulsée et demeurer au sein de la roche-mère, formant alors un gisement non conventionnel.

Source : Bruno Goffé

La définition de ce qui relève du « non conventionnel » a évolué au cours du temps, car elle dépend de l'évolution des techniques. Ainsi l'extraction du gaz de Lacq, bien qu'elle n'ait pas requis l'emploi de technologies de fracturation hydraulique, aurait pu, à ses débuts, être qualifiée de « non conventionnelle » car elle a nécessité des ruptures technologiques importantes.

Ce ne sont évidemment pas les hydrocarbures extraits qui sont non conventionnels, mais les techniques nécessaires à leur production. Les hydrocarbures extraits sont exactement de même nature et de même composition chimique que les hydrocarbures dits conventionnels. En revanche, les techniques employées pour les produire sont différentes. Ces techniques sont choisies en conséquence des conditions d'accumulation de ces hydrocarbures dans le sous-sol.

À l'heure actuelle, les termes « hydrocarbures non conventionnels » permettent de regrouper trois types de ressources fossiles :

- Les hydrocarbures de roche-mère, qui comprennent :

le gaz de roche-mère (« shale gas »), issu d'un enfouissement très important (supérieur à 4 000 m : « fenêtre à gaz ») ;

l'huile de roche-mère (« shale oil »), issue d'un enfouissement moins important (2 000 à 4 000 m).

Ces hydrocarbures de roche-mère présentent la caractéristique de n'avoir pas pu migrer pour s'accumuler dans un réservoir. Ils sont restés dispersés au sein d'une roche peu perméable de type argileux (pélite).

- Les hydrocarbures de réservoirs compacts (« tight gas / oil »), accumulés dans des roches imperméables, difficiles à exploiter car emprisonnés dans des roches où la pression est très forte.

- Le gaz de houille (gaz de mines : « coalmine methane » ou gaz de couche : « coalbed methane ») qui présente la caractéristique d'être adsorbé10(*) dans du charbon.

Les schistes et sables bitumineux sont aussi parfois rangés dans cette catégorie des hydrocarbures non conventionnels. Leur exploitation nécessite un traitement thermique particulier. Ils présentent des problématiques économiques et écologiques qui leur sont propres et ne sont pas étudiés dans le présent rapport.

b) Des technologies d'extraction diverses

Les caractéristiques des roches-mères requièrent l'utilisation de techniques spécifiques pour atteindre un niveau acceptable de productivité des puits.

Le forage horizontal permet d'augmenter la section productive de chaque puits. Lorsque le forage vertical atteint la roche-mère, il amorce une courbe puis devient horizontal dans la couche, sur une longueur de plusieurs centaines de mètres à quelques kilomètres11(*).

La stimulation permet d'améliorer artificiellement la perméabilité de la roche. Dans les réservoirs conventionnels, un traitement chimique, par acidification, peut suffire. Mais ce type de traitement est insuffisant pour extraire les hydrocarbures qui sont restés piégés dans la roche-mère. En dehors du cas spécifique du gaz de houille, étudié ci-après (II), qui ne nécessite pas toujours l'emploi de technologies de fracturation, l'industrie est généralement contrainte de recourir à des procédés de fracturation, dits aussi de stimulation, dont la fracturation hydraulique est une catégorie particulière, de nature mécanique.

La fracturation a donc pour objet de créer des microfissures et de réactiver le réseau naturel de failles existant dans la roche, afin de faciliter l'écoulement des hydrocarbures. Si elle est aujourd'hui utilisée à d'autres fins (géothermie), c'est pour le secteur pétrolier et gazier qu'elle a été utilisée, pour la première fois en 1947 (fracturation hydraulique). Il s'agit de rouvrir ou créer artificiellement un réseau de fissures de petite taille autour d'un puits. Cette technique permet de drainer des hydrocarbures situés à une distance de quelques mètres, voire quelques dizaines de mètres, du drain, l'étendue de cette zone de drainage étant variable en fonction du milieu et de la technique employée.

La fracturation hydraulique est aujourd'hui la technique très majoritairement employée pour l'exploitation des gisements non conventionnels. Toutefois, les propriétés du gisement et les caractéristiques de l'environnement en surface peuvent conduire au choix d'autres technologies.

Comme le montre le schéma ci-après, chaque réservoir possède des caractéristiques uniques déterminant les conditions de traversée des hydrocarbures à l'intérieur de la roche. L'une de ces caractéristiques est la perméabilité, qui s'exprime en Darcy (notée K dans le schéma ci-après). Le débit de l'écoulement dépend aussi du différentiel de pression, de la surface d'échange, de la viscosité du fluide et de la distance à parcourir dans le matériau.

Les propriétés de la roche sont susceptibles de varier dans une même zone, à quelques dizaines de mètres près.

Il n'existe donc pas de technique de stimulation optimale applicable à toutes les roches compactes. Afin d'évaluer un réservoir, il est nécessaire de collecter un certain nombre de données et de procéder à des tests de production pour estimer un taux de récupération des hydrocarbures. Ce taux de récupération varie en fonction de la technologie de stimulation employée.

Lecture : La perméabilité est une constante pour un milieu poreux donné. Elle s'exprime en Darcy (D). La perméabilité détermine les conditions dans lesquelles un fluide s'écoule au travers d'un matériau. Cet écoulement répond à la « loi de Darcy » : son débit est fonction non seulement de la perméabilité (K) mais aussi du différentiel de pression, de la surface d'échange, de la viscosité du fluide, de la distance à parcourir dans le matériau. Chaque situation est donc unique car le milieu géologique est imparfait et présente beaucoup d'incertitudes.

Source : D. Pillet (CGEIET12(*))

En dehors des propriétés de la roche, d'autres paramètres sont susceptibles d'orienter l'exploitant vers l'usage d'une technique plutôt que d'une autre : la proximité ou non d'une ressource en eau et la possibilité de l'acheminer facilement (par des canalisations ou par camions), la température extérieure (risque de gel à certaines températures, dépendant du fluide employé) ou encore la densité de l'habitat à proximité du gisement (susceptible de dissuader de l'emploi de gaz inflammable, par exemple).

La fracturation hydraulique est la technique qui a été privilégiée jusqu'alors par l'industrie, en raison de l'abondance et du faible coût de la ressource en eau. Cette force peut devenir une faiblesse en fonction de l'environnement considéré, par exemple en milieu désertique (chaud ou froid), lorsque l'eau est difficilement accessible ou fait l'objet de conflits d'usage importants avec la consommation humaine ou animale, l'agriculture ou d'autres industries.

La fracturation hydraulique n'est donc pas toujours la technique la plus adaptée ni la plus efficace. Elle demeure néanmoins la technique la mieux connue, notamment du point de vue de ses conséquences environnementales, en raison d'un retour d'expérience important.

Des techniques alternatives à la fracturation hydraulique existent. Nous les examinerons en commençant par les procédés non fondés sur l'utilisation de fluides sous pression jusqu'à la stimulation au propane.

2. La stimulation par des procédés physiques permettant d'éviter l'emploi de quantités importantes de fluides

Auditionnés par vos rapporteurs, les auteurs du rapport de l'Alliance nationale de coordination de la recherche pour l'énergie (ANCRE) ont évoqué des techniques permettant d'accroître la perméabilité de la roche sans utiliser d'importantes quantités de fluides : « Cela peut être réalisé en créant de la porosité dans le milieu, soit sous forme d'une microfissuration (effet de chauffage), soit par expulsion de l'eau qu'il contient, par déshydratation des argiles ou en développant des techniques nouvelles de fissuration in-situ par exemple en utilisant des courants électriques. Par ailleurs, on peut envisager également de favoriser la transformation de la matière organique présente par un apport de chaleur facilitant ainsi la production de gaz » 13(*).

On mentionnera, pour mémoire, l'utilisation, par le passé, d'explosifs pour fracturer la roche : d'un strict point de vue technique, c'est une voie envisageable, ne nécessitant ni eau ni additifs. Elle a fait l'objet de procédés commercialisés14(*).

Deux autres pistes sont explorées, au moins à titre prospectif. Il s'agit de procédés électriques et thermiques.

a) La fracturation par arc électrique

La fracturation par arc électrique consiste à passer d'une sollicitation statique de la roche à une sollicitation dynamique, afin de fragmenter le matériau de manière à créer un réseau très dense - plutôt que très étendu - de fissures. Cette technique a notamment été étudiée au Laboratoire des fluides complexes et leurs réservoirs, de l'Université de Pau et des Pays de l'Adour, dont vos rapporteurs ont auditionné le directeur, M. Gilles Pijaudier-Cabot.

Le chargement appliqué à la roche est une onde de pression générée par une décharge électrique entre deux électrodes placées dans le puits de forage, rempli d'eau. La durée d'émission de cette onde est de l'ordre de la centaine de microsecondes. Cette onde est transmise à la roche par le fluide présent dans le puits. Elle crée une microfissuration dont la densité décroît lorsqu'on s'éloigne de ce puits.

APPLICATIONS DE CHOCS ÉLECTRIQUES DANS UN PUITS PÉTROLIER

Source : thèse de Wen Chen sur la fracturation électrique des géomatériaux (2010)

Cette technologie présente d'indéniables atouts : elle implique l'utilisation d'une quantité réduite d'eau, ne nécessite pas l'ajout d'additifs, et provoque des fissures denses mais peu étendues. Néanmoins, Total, qui a commandé les recherches sur la fracturation par arc électrique et déposé deux brevets à ce sujet en mars 2011, considère que ce n'est pas pour le moment une alternative viable à la fracturation hydraulique, notamment car elle ne permet de stimuler que la proximité immédiate du puits. Cette technique aurait toutefois un intérêt pour d'autres applications.

Enfin, cette technique implique la gestion d'installations électriques en surface. D'après le rapport précité de l'ANCRE, la gestion de la sécurité en surface (fortes tensions électriques avoisinant des gaz inflammables) nécessiterait des dispositions particulières, pour cette technique dont il apparaît en tout état de cause qu'elle ne pourrait aboutir à des résultats opérationnellement utilisables avant une dizaine d'année.

Par ailleurs, son bilan énergétique et ses conséquences sur l'environnement restent à étudier.

b) La fracturation par procédé thermique

Des procédés de chauffage ont déjà été utilisés par l'industrie pétrolière pour améliorer le taux de récupération des huiles ou pour accélérer la maturation de la matière organique, dans le cas des schistes bitumineux par exemple.

La fracturation par effet thermique consiste à chauffer la roche à partir soit de vapeur (sans fracturation), soit d'un chauffage de type électrique. D'après le rapport précité de l'ANCRE, ces procédés pourraient être adaptés à l'extraction de gaz non conventionnels.

D'une part, ce chauffage permet de déshydrater la roche, ce qui conduit à une rétractation et donc à une fissuration de celle-ci. L'espace libéré par l'eau augmente la porosité et donc la perméabilité de la roche. L'expulsion de l'eau favorise celle des hydrocarbures.

D'autre part, le chauffage a pour effet d'augmenter la maturation du kérogène ou de favoriser la transformation d'hydrocarbures lourds en hydrocarbures légers.

Les verrous scientifiques à lever avant d'utiliser à grande échelle cette technologie sont considérables, s'agissant notamment des réponses à apporter aux enjeux environnementaux. Leur développement nécessiterait un effort important de recherche.

Par ailleurs, dans le cas de l'utilisation de chauffage électrique, le bilan énergétique de l'opération devrait être analysé. Le rapport de l'ANCRE suggère l'idée d'utiliser les énergies renouvelables ou nucléaire non employées, aux coûts très bas puisque « perdues », permettant ainsi leur valorisation par récupération des gaz non conventionnels et stockage de la chaleur.

c) La fracturation pneumatique

La fracturation pneumatique consiste à injecter de l'air comprimé dans le puits pour désintégrer la roche-mère grâce à des ondes de choc. Ces ondes de choc sont générées par des dispositifs tels que des pistolets à air comprimé. Ce type de technologie est développé, par exemple, par la société américaine ARS Technologie et par la société israélienne Flow Industries.

On peut mentionner aussi, au titre de la fracturation pneumatique, une technologie de fracturation faisant usage d'helium. L'helium est liquide au moment de son injection, mais la fracturation est provoquée par la forte expansion du gaz lors de son réchauffement dans le sous-sol, raison pour laquelle nous rangeons cette technologie dans la catégorie de la fracturation pneumatique. Elle se rapproche toutefois de la deuxième catégorie de techniques alternatives : celles fondées sur des liquides sous pression autres que l'eau.

3. La stimulation à partir de gaz liquéfiés ou gélifiés

Le liquide de fracturation peut être formé à partir d'autres gaz liquides : l'hélium (évoqué ci-dessus), le dioxyde de carbone (CO2) ou l'azote, qui permettent d'élaborer des fluides peu visqueux15(*), potentiellement plus efficaces que l'eau pour extraire les hydrocarbures de leur roche-mère.

Ces gaz liquides peuvent être utilisés seuls ou avec des additifs afin de constituer des mousses.

Ces fluides alternatifs ont déjà été utilisés aux États-Unis et continuent à faire l'objet de recherches (voir ci-après I.B).

Le recours au CO2 mérite une mention particulière. Il sera à nouveau évoqué au titre des enseignements que vos rapporteurs ont retirés de leurs déplacements aux États-Unis et en Pologne.

Des technologies de fracturation au CO2 liquide ont déjà été utilisées à de nombreuses reprises aux États-Unis et au Canada (voir ci-après, concernant les États-Unis). Il s'agit donc d'un procédé connu, bien qu'évolutif. À la fin des années 1990, plus de 1200 opérations de fracturation au CO2 avaient été réalisées au Canada16(*).

Le CO2 présente, par rapport à l'eau, la propriété d'être adsorbé17(*) plus facilement sur les surfaces minérales et de permettre une libération plus facile des hydrocarbures. Il a une viscosité dix fois plus faible que l'eau. À l'état dit supercritique, c'est-à-dire sous certaines conditions de température et de pression, entre gaz et liquide, sa viscosité est encore plus faible. En conséquence, le CO2 est beaucoup plus apte que l'eau à venir déloger le méthane des pores de la roche, notamment des pores de taille réduite (micro et méso-pores) qui constituent la porosité dite primaire, par opposition aux pores de plus grande taille (macro-pores) qui, avec les fractures naturelles de la roche, constituent la porosité dite secondaire. L'adsorption du CO2 permet de faire circuler le méthane des pores primaires vers les pores secondaires. Or ces pores primaires contiennent une part majoritaire du gaz piégé dans la roche. Pour obtenir ces résultats, il est important de pouvoir procéder à des simulations numériques à partir de modèles de comportement de la roche18(*).

Aux États-Unis (Colorado), Chevron a expérimenté, en partenariat avec le Laboratoire national de Los Alamos, un procédé (couplé avec la fracturation hydraulique) consistant en l'injection de CO2 supercritique, chauffé, permettant une augmentation de la solubilisation d'hydrocarbures lourds (schistes bitumineux).

L'usage de ce gaz est intéressant car il peut être combiné avec sa séquestration et contribuer, ainsi, à la réduction nécessaire du volume de gaz à effet de serre dans l'atmosphère.

Cet usage présente toutefois des difficultés : le CO2 connaît des phases changeantes qui en compliquent la manipulation et le transport ; il est susceptible de réagir avec le milieu (avec l'hydrogène sulfuré H2S par exemple) ; à des concentrations élevées, il est toxique pour l'homme. Enfin, l'approvisionnement en CO2 est complexe et coûteux.

Ces techniques alternatives fondées sur des fluides autres que l'eau présentent des perspectives intéressantes (voir aussi, ci-après, I.B à propos des États-Unis d'Amérique).

4. Une technique alternative opérationnelle et prometteuse : la stimulation au propane

L'objectif de toute technique alternative à base d'un fluide autre que l'eau est d'utiliser un liquide le moins visqueux possible, afin qu'il pénètre, mieux que l'eau, dans les interstices de la roche. Le propane liquide19(*) est particulièrement approprié pour ce faire mais il présente des risques en raison de son inflammabilité.

L'usage de propane liquide pour l'extraction d'hydrocarbures, qui est ancien, a connu plusieurs évolutions successives, pour être adapté à l'extraction de ressources non conventionnelles.

a) Un usage ancien

La stimulation au propane est utilisée depuis cinquante ans par l'industrie. Elle a été développée pour des réservoirs conventionnels avant d'être adaptée aux gisements non conventionnels.

Auditionnée par vos rapporteurs, la société ecorpStim a indiqué utiliser le propane, conjointement avec des sociétés partenaires, depuis 1978 et avoir fait figure de pionnier dans les années 1980, pour l'utilisation de ce gaz liquide dans des opérations de récupération dite assistée du pétrole (enhanced oil recovery), c'est-à-dire des opérations visant à accroître le taux de récupération de la ressource en place. Le propane a notamment été employé pour restimuler des puits de pétrole existants et sous-pressurisés.

(1) Des bénéfices économiques et environnementaux

S'agissant de l'extraction d'hydrocarbures non conventionnels, la stimulation de la roche-mère au propane gélifié est une technique déjà utilisée à l'échelle industrielle. Elle a été développée par la société canadienne GasFrac. Entre 2008 et 2013, près de 1 900 opérations de stimulation ont ainsi été réalisées par cette entreprise en Amérique du nord, principalement au Canada (Alberta, Colombie-Britannique, Nouveau-Brunswick) et, depuis 2010, au Texas.

SCHÉMA DE LA PROCÉDURE DE STIMULATION AU PROPANE
(ICI SOUS FORME DE GEL)

Source : ecorpStim

Par ailleurs, depuis 2012, ecorpStim a développé une technologie de stimulation au propane pur, sans additifs. En décembre 2012, une expérimentation jugée fructueuse de cette technologie a été réalisée, à environ 1 800 mètres de profondeur dans le bassin d'Eagle Ford (Texas). Le seul et unique fluide utilisé pour réaliser la stimulation était du propane pur liquide, sans aucun produit ajouté.

Le principal avantage de la stimulation au propane est évidemment de ne pas faire usage d'eau. Ce non recours à l'eau permet d'éviter les conflits d'usage et les questions relatives au retraitement de grandes quantités d'eau polluée.

La stimulation au propane peut, de surcroît, être réalisée avec moins d'additifs, voire aucun additif : la société Gasfrac souligne que son gel à base de propane ne comporte pas de biocides. La gélification du propane est obtenue grâce à l'utilisation d'un ester de phosphate, en association avec un autre additif destiné à casser ultérieurement les chaînes moléculaires à l'origine de la phase gélifiée. La pression souterraine libère le propane gazeux qui remonte à la surface avec le méthane produit et peut être réutilisé.

Quant à la société ecorpStim, le procédé qu'elle développe utilise un fluide composé uniquement de propane et de proppant (sable ou céramique nécessaire au maintien de fissures ouvertes dans la roche-mère).

LA STIMULATION AU PROPANE PUR (ECORPSTIM) : UNE TECHNOLOGIE SANS EAU NI PRODUITS CHIMIQUES

Source : ecorpStim

La stimulation au propane peut, dans certains types de réservoirs, être plus productive que la stimulation à l'eau. En effet, le propane est un hydrocarbure naturellement présent dans la roche. Sa présence n'endommage pas la formation géologique, contrairement à la présence d'eau, qui peut entraîner un gonflement des argiles. Il forme un fluide peu visqueux, peu dense, présentant une faible tension de surface. Il permet une meilleure distribution du proppant. S'agissant des huiles, le propane est miscible dans celles-ci et les fluidifie pour une meilleure récupération.

Le fluide de fracturation au propane est réutilisable jusqu'à 95 %, tant dans la technologie développée par Gasfrac que dans celle d'ecorpStim, tandis que seulement 30 % à 80 % de l'eau injectée dans une opération de fracturation hydraulique est récupérée. L'évacuation du propane est facilitée par son passage en phase gazeuse. Ce taux de récupération dépend toutefois des propriétés du réservoir considéré.

Enfin, la stimulation au propane nécessite moins d'équipements en raison d'une part, d'une densité moindre du propane par rapport à l'eau (permettant l'utilisation de volumes moindres) et, d'autre part, de possibilités accrues de recyclage, réduisant les besoins en transport. D'après Gasfrac, le trafic de camions autour de l'exploitation peut être réduit de 90 % grâce à l'emploi d'une technologie à base de propane.

D'après les entreprises qui la proposent, la stimulation au propane présenterait donc des bénéfices tant économiques qu'environnementaux.

(2) Une nécessaire maîtrise des risques

Le principal inconvénient de cette technologie est qu'elle implique la manipulation de quantités importantes (plusieurs centaines de tonnes) de propane inflammable en surface. C'est donc une solution a priori plus adaptée dans les environnements à faible densité de population que dans des contextes très peuplés. C'est, dans tous les cas, une technique à encadrer très strictement pour la sécurité des travailleurs et de la population. Sur 1 900 opérations réalisées, Gasfrac a rencontré un incident qui a fait plusieurs blessés en janvier 2011, causé par une fuite de propane.

Afin de prévenir les risques industriels, les compagnies utilisatrices de propane mettent en place des procédures de sauvegarde automatiques ainsi qu'un contrôle à distance des opérations, isolées par de multiples couches de protection (valves de sécurité, talus, périmètre autour de la zone d'opération). Les équipements les plus récents utilisés par ecorpStim permettent de ne stocker que de faibles volumes de propane sur le site.

PROPOSITION DE DISPOSITIF POUR MAÎTRISER LES RISQUES INHÉRENTS À L'USAGE DE LA STIMULATION AU PROPANE

Source : ecorpStim

Pour traiter cette question de l'inflammabilité du propane, ecorpStim développe actuellement une technologie utilisant un fluide à base de propane mais non inflammable.

b) Une innovation : le propane non inflammable

D'après les informations fournies par ecorpStim, le propane non inflammable (non flammable propane ou NFP) est une forme fluorée de propane, l'heptafluoropropane, dans lequel 7 atomes d'hydrogène (H) sont remplacés par du fluor (F)20(*).

Comme dans la formule au propane pur, le NFP est utilisé sans eau ni additifs et le fluide de fracturation peut-être récupéré quasi intégralement, sous forme gazeuse. Ce recyclage contribue à compenser le prix très élevé de cette substance.

L'utilisation d'une forme de propane non inflammable permet de supprimer à 100 % les risques industriels liés à l'utilisation de propane traditionnel (risque d'incendie, risque d'explosion). Le renforcement de la sécurité est valable pour toutes les étapes de la chaîne d'opérations :

- sur les routes, au cours du transport du fluide de stimulation ;

- sur la plateforme d'exploration ou d'exploitation ;

- sur site ou en entrepôt, pour le stockage.

Le fluide utilisé étant non inflammable, les sites de forage ne sont pas soumis à la classification Seveso.

Le NFP affiche des performances optimales sur tous les critères déterminant l'intérêt d'un fluide pour la stimulation de la roche (tension de surface, viscosité, densité). Il est aisément dissociable des autres composants du gaz naturel extrait du puits, notamment le propane et le butane, qui sont les molécules les plus proches du NFP.

Le NFP est une substance utilisée dans le domaine médical et pour l'extinction des feux. Il a été développé pour son absence d'effet sur la couche d'ozone. Il s'agit de l'une des substances développées au cours des dernières décennies pour remplacer les chlorofluorocarbones (CFC) à fort effet sur la couche d'ozone. Son innocuité est démontrée, l'heptafluoropropane étant déjà largement utilisé comme propulseur pour les aérosols de produits pharmaceutiques et comme agent anti-incendie dans le bâtiment.

On soulignera que le NFP est notamment produit par le chimiste franco-belge Solvay. Il pourrait être produit en France, si l'on décidait de l'utiliser pour l'extraction d'hydrocarbures.

Bien que ce procédé n'ait pas encore fait l'objet de démonstrations à taille réelle, la société ecorpStim n'a aucun doute sur les résultats qui seront obtenus, dans la mesure où elle tire les enseignements de l'emploi, par le passé, de mélanges propane-butane, le NFP étant un gaz aux caractéristiques intermédiaires entre les deux précédents. Les volumes de fluide utilisés seraient notamment dix à trente fois moindres que les volumes d'eau qui seraient nécessaires pour fracturer la roche de la même façon.

Comme le propane, l'heptafluoropropane est onéreux. Pour que l'exploitation soit économiquement rentable, il faudrait que ce coût soit compensé par les gains de productivité réalisés, et par les économies faites sur les additifs chimiques ou le transport. Le caractère récupérable du gaz injecté est un facteur très important d'économie. Par rapport au propane, l'heptafluoropropane permet par ailleurs de se passer d'équipements de sécurité coûteux.

Toutefois, si le NFP est sans danger pour la couche d'ozone, il n'est pas sans danger pour le climat. Il représente aujourd'hui 0,5 p.mille des émissions totales de gaz à effet de serre. Son usage pour l'extraction d'hydrocarbures n'impliquerait toutefois sa libération dans l'atmosphère qu'en cas d'incident. C'est pourquoi l'usage de NFP nécessiterait de prévenir et de contrôler les fuites susceptibles de survenir à tous les stades de la chaîne de production.

AVANTAGES ET INCONVÉNIENTS DES PRINCIPALES TECHNIQUES ALTERNATIVES

À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE À BASE D'EAU

Principe

Avantages

Inconvénients

Multi-drain : forer une multitude de petits drains latéraux à partir d'un puits pour augmenter la surface de contact

Faible usage d'eau

Absence d'additifs

Le nombre de drains à forer serait trop élevé dans le cas des HNC

Flambage : enlever un volume de roche pour créer par effondrement limité en profondeur des fractures

Faible usage d'eau

Absence d'additifs

Pas de retour d'expérience

Découpe : créer mécaniquement des fissures dans la roche

Faible usage d'eau

Absence d'additifs

Au stade de la R&D

Explosifs conventionnels : Mise à feu d'un ergol qui libère du gaz à haute pression, ce qui permet la fracturation de la roche

Absence d'eau

Absence d'additifs

Méthode commercialisée (groupe Expro)

Difficulté de stimuler un large volume de réservoir

Risques d'explosion en surface

Toxicité des résidus

Fracturation électrique

-Arc : créer une onde acoustique dans le puits à proximité du réservoir, à l'aide d'un arc électrique

-Autre procédé dit HPP : envoyer des pulses de pression à partir du puits pour désagréger la roche

Faible usage d'eau

Absence d'additifs

Au stade de la R&D

Ne permet de stimuler que la proximité immédiate du puits donc insuffisamment efficace

Fracturation au méthanol ou au diesel

Pas d'usage d'eau

Faible nombre d'additifs

Technique opérationnelle

Risques en surface (déversement, explosion)

Risque de contamination en cas de perte d'étanchéité du puits

Stimulation au propane 

Pas d'usage d'eau

Faible nombre voire absence d'additifs

Peu ou pas de réaction avec le substrat

Technique opérationnelle

Infrastructures supplémentaires en surface

Risques en surface (explosion)

Risque de contamination en cas de perte d'étanchéité du puits

Usage d'hélium cryogénisé comme fluide de base : forte expansion du gaz lors de son réchauffement dans le sous-sol

Pas d'usage d'eau

Au stade de la R&D

Coûts

Approvisionnement

Ne permet pas l'emploi de proppant

Usage d'azote comme fluide de base

Pas d'usage d'eau

Faible nombre d'additifs

Déjà appliqué

Restriction de profondeur

Faible volume de réservoir stimulé

Ne permet pas l'emploi de proppant

Besoin de fortes capacités de compression

Usage de CO2 comme fluide de base

Pas d'usage d'eau

Faible nombre d'additifs

Déjà appliqué

Faible volume de réservoir stimulé

Possible limitation de température

Coût du CO2

Dégagement de CO2

Usage de glycol

Risque de réaction avec le substrat (H2S par exemple)

Usage de mousse (émulsion stable entre eau et un gaz : CO2 ou azote)

Réduire la quantité d'eau

Améliorer le transport du proppant

Meilleure pénétration dans la formation

Besoin d'additifs (surfactants...)

Besoin en transports plus importants

Infrastructures plus importantes

Nécessite l'usage de CO2 (émissions)

Coût du CO2

Risque de réaction du CO2 avec le substrat (H2S par exemple)

Besoin de fortes capacités de compression (azote)

Risques associés à un stockage de gaz en surface.

Fracturation pneumatique (air comprimé)

Pas d'usage d'eau

Transport d'air comprimé

Dans le cas de l'hélium : gaz rare

Fracturation hydraulique

Voir III. ci-dessous

Voir III. ci-dessous

(d'après : Total)

B. LES TECHNIQUES ALTERNATIVES À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE AUX ÉTATS-UNIS D'AMÉRIQUE

Le développement considérable des hydrocarbures non conventionnels aux États-Unis depuis une dizaine d'année est lié à l'alliance de deux technologies plus anciennes mais qui n'avaient pas jusqu'alors été utilisées ensemble : le forage horizontal profond associé à la fracturation.

Vos rapporteurs ont été témoins de l'intérêt croissant pour les techniques alternatives à la fracturation hydraulique dans ce pays. Contrairement à ce que les éléments recueillis en vue du rapport d'étape avaient pu laisser penser, ces technologies, anciennes, sont variées et surtout opérationnelles. Elles sont simplement moins utilisées que la fracturation à l'eau, car cette dernière est généralement facile d'accès et moins coûteuse.

L'intérêt principal de ces techniques est la réduction considérable, voire totale, du besoin en eau et corrélativement, du besoin en additifs. L'Université du Texas à Austin, l'une des plus en pointe au monde sur les questions d'hydrocarbures, en a fait un de ses principaux axes de recherche21(*).

Il reste néanmoins deux similitudes fortes entre ces alternatives et la fracturation hydraulique proprement dite : la nécessité de forer le passage d'un drain horizontal et d'injecter un fluide destiné à fissurer la roche-mère tout en maintenant ouvertes les fissures.

1. Historique des alternatives à la fracturation hydraulique

Les raisons d'utiliser un fluide de fracturation différent de l'eau ne sont pas d'abord environnementales mais techniques :

- La principale est le maintien de l'intégrité et de la performance des puits. Dans certains types de roche, l'eau peut abîmer le puits (par exemple elle gonfle l'argile) et réduire l'efficacité du prélèvement d'hydrocarbures. L'eau n'est pas non plus naturellement compatible avec les hydrocarbures, ni un bon vecteur pour les proppants, d'où la nécessité d'additifs ;

- La disponibilité de l'eau. Celle-ci est rare dans certaines zones, ou difficile d'utilisation (au Canada, en hiver, l'eau gèle, par exemple).

L'effet positif sur l'environnement est la préservation de la ressource en eau et la réduction du nombre d'additifs grâce à l'utilisation de fluides chimiquement compatibles avec la ressource recherchée.

Depuis une cinquantaine d'années, trois types de fluides peuvent être utilisés à la place de l'eau :

- Le gaz de pétrole liquéfié (GPL), essentiellement du propane, développé par les sociétés Gasfrac et eCORP (voir supra I. A.) ;

- Les mousses (foams) d'azote (N2) ou de dioxyde de carbone (CO2) ;

- L'azote ou le dioxyde de carbone liquides.

L'utilisation des gaz liquides permet de se passer complètement d'eau et d'additifs. Pour les mousses, la réduction est de 80 % du volume d'eau nécessaire et elles sont gélifiées à l'aide de dérivés de la gomme de Guar. Dans la littérature scientifique, ces fluides sont dénommés energized fluids (qu'on peut traduire par « fluides énergisés », fluides contenant au moins une phase gazeuse ou supercritique)22(*).

Les premiers articles relatifs à l'utilisation du GPL remontent aux années 1970, le gaz ayant été utilisé en opérations à partir des années 1980. Mais ce gaz a finalement été moins utilisé que les mousses, le dioxyde de carbone et l'azote.

Les mousses carboniques et à base d'azote sont utilisées de manière courante depuis quarante ans dans certains réservoirs aux États-Unis. L'utilisation de ces mousses s'explique par une mauvaise performance de l'eau dans ces réservoirs qui sont généralement à faible pression, à mauvais écoulement des mélanges eau-hydrocarbure, et/ou réactifs avec l'eau. Dans ces réservoirs, l'eau est difficile à récupérer durant le retour (flowback) et elle entraine une réduction de la perméabilité. C'est notamment le cas de nombreux puits dans le Colorado et le Wyoming.

Le graphique suivant montre comment l'apparition de la fracturation hydraulique à la fin des années 1940 a substitué les forages à base d'eau (water base) aux forages à base d'huile minérale (oil base) et comment, à partir du début des années 1980, les mousses (foam fluids) ont commencé à remplacer partiellement l'eau liquide.

source : Totals

Source : Total, présentation à vos rapporteurs à Houston, en juillet 2013.

L'azote et le dioxyde de carbone purs sont également utilisés depuis une trentaine d'années23(*). Le principal intérêt des gaz liquides est leur expansion en profondeur, ce qui facilite la récupération de la ressource. À titre d'illustration, le tableau suivant indique les sites et le nombre de forages effectués au gaz carbonique de 1981 à 1993. De 1981 à 1998, le dioxyde de carbone liquide aurait été utilisé environ 1 400 fois, dont environ 200 en combinaison avec l'azote (à partir de 1994, voir Gupta et Bobier, 199824(*)).

Technical advances in liquid CO2 fracturing- Tudor, Vozniacs, Peters, Banks- canadian fracmaster ltd, petroleum society of Cim and Aostra, juin 1994.

Résumé et début d'un article de 1987 sur la fracturation au gaz carbonique liquide

2. Les utilisations récentes des fluides énergisés (2011-2013)

Lionel Ribeiro, étudiant français à l'université d'Austin (Texas) que vos rapporteurs ont pu rencontrer, vient d'achever sa thèse sur le développement récent de l'utilisation de la fracturation à base de propane, de dioxyde de carbone et d'azote, sous forme liquide ou de mousse, aux États-Unis.

Il en ressort que 2 % à 3 % des forages utilisent des fluides énergisés. Cette proportion serait de l'ordre de 25 % à 30 % au Canada. Dans de nombreux cas, il s'agit de réservoirs anciens (legacy wells) pour lesquels les avantages de ces fluides sont reconnus par les industriels locaux.

La limitation de ces techniques vient de leur coût, plus élevé que l'utilisation de l'eau, ce qui peut avoir un impact compte tenu du faible prix du gaz aux États-Unis. Néanmoins, la part du recours à ces fluides augmente sensiblement ces derniers temps. Les leaders mondiaux des gaz industriels (Air Liquide, Air Products, Fearus, Linde et Praxair) ont montré un intérêt certain pour les recherches menées par l'Université d'Austin depuis deux ans, en vue d'éventuellement de se préparer à fournir plus massivement des fluides de fracturation.

Les figures suivantes montrent la part du recours à l'utilisation des fluides énergisés en 2011-2012 aux États-Unis par rapport aux fluides à base d'eau : eau liquide (water fracks), eau gélifiée (par un additif, gelled fracks) ou hybride des deux méthodes (hybrid) ; et aussi par rapport aux fluides à base d'acide, plus minoritaires (acid fracs)25(*).

Source : Lionel Ribeiro, op.cit.

Les réservoirs dans lesquels les fluides énergisés étaient principalement utilisés en 2011-2013 sont San Juan, Raton, Marcellus, DJ Basin, Cleveland, Piceance, Uinta, et Granite Wash basins. Les principales compagnies pétrolières utilisatrices étaient ConocoPhillips, XTO/ExxonMobil, Pioneer Energy Resources, Range Resources, Mewbourne, WPX, et Noble Energy (figure suivante).

Source : Lionel Ribeiro, op.cit.

Vos rapporteurs considèrent que les pistes les plus prometteuses pour une éventuelle transposition de ces techniques en France pourraient être l'azote et, surtout, le dioxyde de carbone liquides. Ces deux gaz ne présentent pas de danger d'inflammabilité. L'azote, gaz neutre, est, par ailleurs, abondant dans l'atmosphère. L'utilisation du dioxyde de carbone, à condition de pouvoir en récupérer les émissions, permettrait de faire « d'une pierre deux coups » : en évitant d'une part l'utilisation d'eau et d'additifs, réduisant ainsi les risques de pollution, et en permettant d'enfouir dans le sous-sol profond, ou de conserver dans des installations industrielles hermétiques, les excédents de ce gaz à effet de serre constatés à l'air libre. Bien entendu, un programme de recherche approfondie serait nécessaire pour vérifier si cette idée séduisante peut se concrétiser. C'est dans cette direction que s'orientent certains chercheurs en Pologne (voir ci-après I.C.2). Un programme de recherche actuellement en cours aux États-Unis devrait aussi être riche d'enseignements sur l'avenir de l'utilisation de ce gaz (voir infra).

3. Les développements en cours et futurs

Les États-Unis mènent d'intenses recherches pour diversifier les fluides de fracturation. Vos rapporteurs ont eu connaissance, probablement non exhaustive, de trois pistes :

- La société Chimera Energy Corp développe une technique de fracturation à l'hélium, gaz inerte mais rare et probablement coûteux (voir supra I. A. au sujet de la fracturation pneumatique) ;

- La société ecorpStim a mis au point une technique d'extraction à l'heptafluoropropane, propane fluoré dont le principal intérêt est d'être ininflammable, tout en se comportant par ailleurs comme le propane gélifié (voir les développements précédents à ce sujet) ;

- Le département de l'énergie des États-Unis (Laboratoire national de technologie pour l'énergie - National Energy Technology Laboratory), que vos rapporteurs ont interrogé à Washington, finance actuellement une recherche de l'École des Mines du Colorado sur une technique cryogénique de fracturation (avec le l'azote-nitrogène26(*) et/ou du dioxyde de carbone liquides). Le but est d'éliminer le besoin en eau et les effets liés à cette utilisation. Cette étude doit durer trois ans à compter de juin 2013.27(*) Elle approfondira les connaissances déjà acquises dans le domaine de la fracturation à l'azote et au gaz carbonique.

Pour mémoire, le sous-sol des États-Unis recèle aussi d'importantes réserves en gaz de couche de houille (coalbed methane)28(*). En fonction de la nature des couches (plus ou moins naturellement fracturées, plus ou moins perméables, plus ou moins épaisses etc.) et de leur profondeur, variables selon les bassins, les techniques d'extraction du méthane diffèrent. La fracturation hydraulique est utilisée, mais d'autres fluides de fracturation peuvent être employés, tels que les mousses ou l'azote liquide. Dans certains bassins, il n'est fait appel qu'à des forages verticaux : avec injection d'air comprimé pour faire remonter l'eau puis le gaz (« openhole cavity completion » dans le bassin de San Juan au Nouveau-Mexique- voir ci-après III.B.) ; ou avec pompage de l'eau sous la couche de houille pour faire remonter le gaz (« topset under ream » dans le bassin de Powder river dans le Wyoming et le Montana)29(*). Dans ce dernier cas, la fracturation hydraulique a parfois été tentée, sans amélioration notable du rendement des puits, aussi n'est-elle plus pratiquée. Le choix de la technique utilisée ne dépend pas de considérations environnementales, mais d'efficacité.

Source : Selection of best drilling, completion and stimulation methods
for coalbed methane reservoir - Sunil Ramaswamy -
Thèse de master of science de l'Université du Texas à Austin, décembre 2007

C. LES TECHNIQUES ALTERNATIVES À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE : DES PISTES DE RÉFLEXION EN POLOGNE

Vos rapporteurs se sont rendus en Pologne, pays le plus avancé de l'Union européenne dans le domaine de l'exploration, afin de profiter de l'expérience que ce pays a commencé à acquérir depuis quelques mois. Bien que la fracturation hydraulique y soit privilégiée, les techniques alternatives y font l'objet d'un intérêt particulier, comme piste de réponse aux difficultés rencontrées lors des premiers travaux d'exploration menés.

1. La Pologne, pays le plus avancé de l'Union européenne dans le domaine de l'exploration

Pour des raisons économiques et géopolitiques, le gouvernement polonais a démarré un ambitieux programme d'exploration, dans le contexte d'estimations initiales de ressources très importantes.

a) Une volonté d'indépendance et de diversification des approvisionnements

D'après les données fournies en juin 2013 par l'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA), la Pologne est le pays de l'Union européenne le plus riche en gaz de roche-mère, avec des réserves techniquement récupérables estimées à 4 200 milliards de m3. Les premières prévisions de l'EIA, publiées en avril 2011, étaient plus élevées, puisqu'elles faisaient état de réserves de l'ordre de 5 300 milliards de m3.

Ces prévisions avaient été revues à la baisse par l'Institut National de Géologie polonais (PIG) en mars 2012 dans un rapport30(*) dans lequel cet Institut évaluait les gisements de gaz de roche-mère exploitables à 1 920 milliards de m3 au maximum, soit un peu plus du tiers des estimations initiales américaines. En s'appuyant sur les technologies connues à ce jour, le PIG évaluait les réserves exploitables dans un premier temps entre 346 et 768 milliards de m3, ce qui a conduit à dire que les estimations de réserves avaient été divisées par 10 par rapport aux prévisions américaines. Ce niveau de réserves est néanmoins susceptible de contribuer à assurer l'indépendance gazière de la Pologne pendant 35 à 65 ans au rythme de consommation actuel. Les régions les plus riches en gaz de roche-mère seraient celle de Lublin, la Mazovie et la Poméranie.

Dans les zones au nord et à l'est de la Pologne, les gisements de gaz de schiste sont probablement accompagnés de gisements de pétrole. Ces ressources en pétrole de roche-mère sont estimées entre 215 et 268 millions de tonnes soit 10 à 12 ans de consommation polonaise. Les gisements les plus prometteurs se situent près de Varsovie, Radom et Elblag. La Pologne pourrait donc, à l'avenir, réduire aussi ses importations de pétrole notamment en provenance de Russie.

Les estimations réalisées par l'Institut géologique polonais sont fondées sur des données issues de forages réalisés entre 1950 et 1990. Une actualisation des prévisions est prévue pour 2014, prenant en compte les résultats de tous les forages réalisés dans ce pays après 1990.

CARTE DES CONCESSIONS POUR L'EXPLORATION DE GISEMENTS NON CONVENTIONNELS EN POLOGNE

Source : Ministère de l'environnement (Pologne)

Lecture de la légende : Shale gas = gaz de roche-mère

Bien que révisées à la baisse, les estimations des réserves polonaises en hydrocarbures non conventionnels demeurent encourageantes. Pour ce pays, c'est l'opportunité, d'une part, de réduire la part du charbon dans son bouquet énergétique et donc de diminuer ses émissions de CO2 - aujourd'hui, 90 % de l'électricité polonaise est produite à partir de charbon - et, d'autre part, de diminuer sa dépendance à l'égard de la Russie pour ses approvisionnements en gaz et en pétrole.

LE BOUQUET ÉNERGÉTIQUE POLONAIS (EN %)

Source : ministère de l'environnement (Pologne), 2013

La Pologne importe en effet 75 % du gaz qu'elle consomme. Son principal fournisseur est la Russie (qui fournit 81 % du gaz importé), devant l'Allemagne et la République tchèque. La Russie fournit donc un peu moins des deux tiers du gaz consommé par la Pologne. Or depuis 1990, les approvisionnements en provenance de Russie ont été interrompus à huit reprises, pour des durées variant entre trois et dix-neuf jours, toujours au coeur de l'hiver. Cette situation de dépendance crée une forte motivation pour évaluer puis, le cas échéant, exploiter les ressources du sous-sol national. Avant même de parvenir à une indépendance énergétique accrue, la Pologne pourrait être en mesure, assez rapidement, de négocier plus avantageusement avec son principal fournisseur (Gazprom) le prix de son approvisionnement en gaz.

C'est probablement l'une des raisons pour lesquelles la perspective d'un développement des hydrocarbures non conventionnels suscite une large adhésion de la population : 78 % des Polonais sont, en effet, favorables à l'exploration de ces hydrocarbures, ce taux étant de 72 % dans les régions concernées au premier chef (nord, région de Lublin). On remarquera que le taux d'acceptation des travaux d'exploration est supérieur à la moyenne nationale dans des communes proches de Lublin, où des forages ont déjà été réalisés.

En conséquence, la Pologne a lancé un vaste programme d'exploration de ses ressources. D'après les données fournies par le ministère de l'environnement :

- 105 concessions d'exploration du gaz de roche-mère ont été accordées ;

- 19 demandes de concession sont en cours d'examen ;

- 48 puits d'exploration ont été creusés ;

- 20 d'entre eux ont fait l'objet d'opérations de fracturation hydraulique, dont 14 puits verticaux et 6 puits latéraux.

Il est prévu de réaliser, d'ici à 2015, 100 à 150 puits supplémentaires.

Visite du site de Kock (forage de PGNiG), dans la région de Lublin,
en présence de M. Piotr Wozniak, Secrétaire d'État, Géologue en chef
(septembre 2013).

b) Un cadre juridique à élaborer

Les premiers travaux d'exploration s'accompagnent d'une réflexion sur le cadre juridique et fiscal à mettre en place pour l'exploitation des ressources non conventionnelles. Ce cadre devrait être finalisé d'ici à 2015, année au cours de laquelle la production pourrait démarrer.

La législation environnementale existante, applicable à tous types de forages, est pour le moment jugée par le ministère de l'environnement suffisamment contraignante.

Une étude d'impact environnemental, réalisée en novembre 2011 par l'Institut géologique polonais sur le forage de Lebien, dans la région de Poméranie, n'a pas mis en évidence de dommage en dehors de nuisances sonores temporaires. D'après cette étude :

- La fracturation hydraulique n'a pas provoqué de pollution de l'air ;

- Les opérations ont entraîné une élévation temporaire du niveau de bruit, qui est toutefois resté dans les limites admissibles ;

- Aucun effet sur la qualité de l'eau de surface ou souterraine n'a été enregistré ;

- La consommation d'eau associée aux opérations de fracturation n'a pas réduit notablement les ressources locales ;

- Aucun phénomène de pollution des sols n'a été observé.

La Pologne a lancé un programme de surveillance des impacts environnementaux sur deux ans, financé par son Agence de protection de l'environnement.

La législation environnementale polonaise pourrait devoir s'adapter, en tout état de cause, à la législation européenne actuellement en cours d'élaboration par la Commission européenne.

Par ailleurs, la nouvelle législation envisagée par le gouvernement polonais vise à créer un opérateur national qui détiendra une part - qui pourrait être de 5 % - de chaque concession. Cette société, dite opérateur national de combustibles fossiles, jouera aussi un rôle de supervision. 40 % de ses bénéfices serviront à alimenter un « fonds de réserve démographique », le reste étant affecté à l'investissement.

Des taxes seront, par ailleurs, créées et leurs produits attribués à diverses autorités locales.

Lors de leur déplacement en Pologne, en septembre 2013, vos rapporteurs ont souhaité rencontrer des représentants des Territoires, afin de connaître leur point de vue sur l'extraction des hydrocarbures non conventionnels. Ils ont rencontré M. Mieczyslaw Struk, Maréchal31(*) de la voïvodie de Poméranie. Celui-ci leur a indiqué que sa région souhaitait que l'État soit plus présent pour réguler l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, à différents égards :

- S'agissant de la législation environnementale, une réglementation technique spécifique doit être édictée, pour parvenir à une extraction sécurisée du gaz et du pétrole non conventionnels ;

- Sur le plan de la fiscalité, un régime fiscal permettant de redistribuer localement une part des bénéfices de l'exploitation doit être établi ;

- Enfin, un cadre pérenne de dialogue avec les populations doit être mis en place.

La région de Poméranie s'est employée à atteindre ce dernier objectif, en élaborant, à l'initiative de son Maréchal, un processus de concertation, dit projet « Ensemble à propos des hydrocarbures de schiste »32(*), fondé sur des comités locaux de dialogue qui mènent leurs travaux de façon autonome, à partir d'échanges d'expériences et avec accès à une expertise indépendante. Ce processus s'apparente à celui mis en place en France autour des installations nucléaires, avec les Commissions locales d'information, dont le statut est, toutefois, législatif, contrairement au cadre mis en place dans le nord de la Pologne. En Poméranie et dans les deux autres voïvodies33(*) qui ont repris ce programme, il permet d'aboutir, au cas par cas, à un véritable contrat social contribuant à l'acceptation par la population des développements en cours.

2. Les techniques alternatives : des pistes pour améliorer la productivité des puits tout en préservant l'environnement ?

Les difficultés rencontrées lors de la première phase du programme d'exploration ont renforcé, aux yeux des chercheurs polonais, la nécessité de poursuivre des travaux de recherche sur des méthodes différentes de la fracturation hydraulique.

a) Les difficultés rencontrées lors des premiers travaux d'exploration

Les premiers travaux d'exploration menés en Pologne ont révélé certaines difficultés liées à la géologie de ce pays.

Lors de leur entretien à l'Institut géologique national de Pologne (PIG), il a été expliqué à vos rapporteurs que les roches-mères polonaises présentaient la caractéristique d'être très profondes (3 à 4 km) et très denses. Il en résulte de faibles taux de récupération du gaz, parfois seulement 1 % à 2 %, alors que, dans le domaine non conventionnel, des taux de récupération compris entre 5 % et 30 % de la ressource en place peuvent être atteints. Ce taux dépend notamment de la taille des pores de la roche : plus elles sont petites, moins la ressource est facilement récupérable.

Dans le cas polonais, ce n'est donc pas la ressource qui manque, mais la capacité, avec les technologies existantes, à en récupérer une part importante.

La production de condensats, c'est-à-dire d'hydrocarbures liquides légers présents dans le sous-sol conjointement avec le gaz, pourrait permettre de rentabiliser la production, mais elle soulève également des difficultés spécifiques sur le plan technologique.

Les représentants de la société ENI Polska34(*) ont indiqué à vos rapporteurs qu'ils cherchaient à modifier la technologie employée lors des premiers forages, afin de s'adapter aux conditions rencontrées.

Quant aux représentants de la société nationale polonaise pour le pétrole et le gaz, PGNiG, ils ont également souligné la nécessité d'étudier les propriétés des roches-mères polonaises, qui sont différentes des roches-mères américaines. Il n'est pas certain que les technologies mises en oeuvre aux États-Unis puissent être employées de la même façon, avec les mêmes résultats, en Pologne. Le processus d'exploration sera donc un processus long, ce qui est habituel dans le secteur pétrolier et gazier. On estime que le « délai d'apprentissage » pour l'exploration d'un nouveau bassin est d'environ six ans.

PGNiG a néanmoins obtenu des résultats encourageants sur plusieurs forages, un seul ayant donné des résultats négatifs.

Ainsi, les ressources non conventionnelles demeurent une opportunité à saisir pour la Pologne. Après de premières estimations trop optimistes, les résultats ne sont pas univoques, sans que cela ne doive conduire à un excès de pessimisme. Des entreprises étrangères ont abandonné leur activité en Pologne, mais, contrairement à ce qui a pu être dit, on est loin d'observer une désertion. Les concessions de la société américaine Exxon Mobil et de l'entreprise canadienne Talisman ont été reprises. Quant à Marathon Oil, son retrait, annoncé par les médias, n'est, pour le moment, pas officiel. Des entreprises américaines poursuivent leur activité sur le sol polonais (Conoco Phillips).

Il est possible que certaines entreprises préfèrent arbitrer, à l'échelle mondiale, en faveur d'investissements plus rentables, sur des gisements plus gros ou présentant moins de risques. Il n'en reste pas moins que les ressources polonaises demeurent attractives. Seule la poursuite des travaux d'exploration en cours permettra de déterminer dans quelle mesure.

b) Une réflexion sur les techniques alternatives

Les premiers travaux d'exploration menés en Pologne incitent donc les opérateurs à réfléchir à des améliorations dans les techniques de fracturation hydraulique mises en oeuvre, afin de s'adapter au contexte géologique.

Dans le même esprit, des laboratoires de recherche polonais ont entrepris des travaux sur des techniques alternatives à la fracturation hydraulique, susceptibles d'accroître la productivité des puits et de réduire l'empreinte environnementale de l'exploitation.

Des études sont, par exemple, menées à l'Université technologique de Gdansk sur la fracturation pneumatique (par usage d'air comprimé).

Vos rapporteurs se sont rendus à l'Université militaire technologique (WAT) de Varsovie où ils ont rencontré des chercheurs du Laboratoire de mécanique et informatique appliquée, travaillant sur une nouvelle méthode de séquestration souterraine du CO2 associée à la récupération de gaz de roche-mère35(*), qui a fait l'objet d'un dépôt de brevet.

Cette méthode se fonde sur la capacité du CO2 supercritique à être adsorbé par la roche, tout en délogeant le méthane en place, le faisant passer du système de porosité primaire au système de porosité secondaire de la roche (voir les développements précédents à ce sujet : I. A. 3). Le CO2 permet donc d'aller chercher le méthane adsorbé et celui présent dans les pores les plus petites de la roche, ce que ne permet pas la fracturation hydraulique.

Cette méthode utilise des puits horizontaux de faible diamètre, forés à partir d'un puits vertical. Le CO2 liquide est d'abord injecté dans le puits horizontal le plus profond, sous contrôle constant de la température et de la pression. Le puits est ensuite fermé, grâce à des valves contrôlées depuis la surface. Le processus thermodynamique de chauffage du CO2 démarre alors. Lorsque le CO2 atteint l'état supercritique, ce processus se traduit par l'adsorption du CO2 sur la roche et par la désorption du méthane (CH4) auparavant en place. Ce processus dure environ deux semaines. Puis le méthane est récupéré. Un autre puits horizontal peut ensuite être traité de la même façon.

Les étapes successives de ce processus sont décrites dans le schéma ci-après.

ÉTAPES SUCCESSIVES POUR LA MISE EN oeUVRE DE LA FRACTURATION AU CO2
ASSOCIÉE À LA SÉQUESTRATION DE CE GAZ

Source : T. Niezgoda et. al. (2013)

Cette méthode n'utilise pas d'additifs chimiques mais seulement du sable pour maintenir les fissures ouvertes. Elle aboutit à la séquestration du CO2 injecté. Le procédé n'est pas explosif car la montée en pression du CO2 injecté est lente. Les fissures créées sont plus courtes, plus denses et plus contrôlables que celles créées par fracturation hydraulique. Elles présentent la caractéristique de s'étendre dans toutes les directions à partir du puits horizontal, et pas seulement perpendiculairement au forage.

Cette technologie n'a, pour le moment, été expérimentée qu'en laboratoire. Pour en confirmer la faisabilité, plusieurs aspects devront être étudiés de façon plus approfondie :

- Une analyse de rentabilité économique doit être effectuée ;

- Les modalités d'obtention, de préparation et de transport du CO2 doivent être déterminées ;

- La réalité du phénomène d'adsorption / désorption dans les roches-mères polonaises doit être étudiée.

Visite des laboratoires de l'Université technologique militaire (WAT), en présence du Professeur Tadeusz Niezgoda, directeur du Centre de technologies avancées pour l'énergie (septembre 2013)

Ainsi, la recherche sur les technologies d'extraction des hydrocarbures de roche-mère progresse dans plusieurs pays, dont ceux visités par vos rapporteurs. Cette recherche est susceptible d'aboutir à des méthodes d'extraction plus efficaces et plus écologiques que la fracturation hydraulique. Cette recherche peut aussi servir d'autres fins : la méthode brevetée par l'Université militaire technologique de Varsovie aboutit ainsi au stockage souterrain du CO2, utile dans la lutte contre les changements climatiques.

C'est pourquoi vos rapporteurs estiment que la France ne devrait pas se tenir complètement à l'écart de ce type de recherches. Il est nécessaire de préserver et de développer les compétences existant dans notre pays, afin de ne pas obérer l'avenir.

Les chercheurs polonais rencontrés ont exprimé leur souhait de pouvoir travailler et partager leurs résultats avec les scientifiques français, grâce à des collaborations et des échanges universitaires. Il est indispensable de ne pas laisser passer ce type d'opportunité.

II. UNE RESSOURCE EXPLOITABLE SANS FRACTURATION DE LA ROCHE : LE GAZ DE HOUILLE

Des travaux récents ont démontré le potentiel des bassins de Lorraine et du Nord-Pas-de-Calais, en gaz de houille. Les études les plus avancées ont été menées en Lorraine par l'entreprise EGL (European Gas Limited). Dans ce cas, plus encore que pour les hydrocarbures de roche-mère, c'est moins l'existence de la ressource que la rentabilité de sa production qui est sujette à débats.

Vos rapporteurs se sont rendus dans le Nord-Pas-de-Calais et en Lorraine, afin d'évaluer les enjeux de l'exploration du gaz de houille et les problématiques propres à leur exploitation, qui diffèrent dans les deux bassins.

A. LE GAZ DE HOUILLE : DES PERSPECTIVES POUR LES ANCIENS BASSINS MINIERS FRANÇAIS ?

Les anciens bassins miniers français, déjà par endroits producteurs de gaz de mines, pourraient également receler du gaz dit « de couche », c'est-à-dire du gaz enfoui dans les couches profondes non exploitées de charbon.

1. Gaz de couche et gaz de mines

Le gaz de houille est un gaz non conventionnel, dont la roche-mère est constituée de charbon. Il fut longtemps considéré essentiellement comme un danger pour l'industrie minière. Il est aujourd'hui considéré comme une source potentielle d'énergie importante au niveau mondial.

Le gaz de houille n'est, en effet, autre que le « grisou » qui constitue l'un des principaux dangers de l'extraction charbonnière. Le grisou est constitué à environ 95 % de méthane. Il est adsorbé36(*) dans le charbon, libéré par endroit dans les failles de la roche. C'est un « coup de grisou », aggravé par un « coup de poussière », qui fut à l'origine du plus gros accident de l'histoire minière française, la catastrophe de Courrières, qui a causé 1 099 morts, en 1906. Les derniers accidents de ce type remontent, en France, à 1974 (Liévin) et 1985 (Forbach). En Chine, ce type d'accidents demeure fréquent. Il est donc utile - toute choses égales par ailleurs - de récupérer le gaz de mines pour limiter le risque d'explosion accidentelle. Cette récupération permet aussi d'éviter qu'il ne s'échappe dans l'atmosphère, et ne vienne accroître l'effet de serre. Le méthane est en effet un gaz à effet de serre puissant, son impact sur le climat, à 100 ans, étant de l'ordre de 25 fois supérieur à celui du CO2.

Le gaz de houille est constitué du gaz de mines (« coalmine methane » ou CMM) et du gaz de couche (« coalbed methane » ou CBM). Le premier est issu de mines de charbon exploitées ; il a été libéré par le fait de cette exploitation. Le gaz de mines est récupéré par pompage depuis 1975, par exemple, dans les mines désaffectées du Nord-Pas-de-Calais. Les technologies mises en oeuvre pour cette récupération sont relativement simples.

Le gaz de couche est en revanche produit à partir de couches de charbon n'ayant pas donné lieu à exploitation minière classique, en raison de leur profondeur ou de leur mauvaise qualité. Ce gaz peut être exploité à partir de forages verticaux et / ou horizontaux, avec ou sans fracturation hydraulique, en fonction des conditions géologiques (voir ci-après).

Les progrès importants réalisés au cours des vingt-cinq dernières années dans les techniques d'extraction du gaz de houille ont ouvert la voie à son exploitation commerciale, d'abord en Amérique du Nord puis en Australie.

Les principaux producteurs de gaz de couche dans le monde sont, en effet, les États-Unis, où la production a démarré dans les années 1980, et l'Australie où elle a démarré en 1996 et s'est rapidement développée depuis. La Chine et la Russie sont aussi détentrices de vastes réserves. En Europe, malgré une activité minière historiquement importante, des réserves significatives demeurent retenues dans les couches profondes inexploitées, notamment au Royaume-Uni, où une estimation réalisée en 2006 les évalue à 2,3 Tm3, et plus généralement en Europe du Nord et en Italie.

2. Une ressource présente dans les anciens bassins miniers

En France, les premières phases d'exploration du gaz de couche (années 1980/1990) s'étaient avérées décevantes. Les progrès dans les techniques de forage réalisés au cours des deux dernières décennies permettent aujourd'hui d'espérer une exploitation rentable du gaz de houille, notamment dans les deux plus importants bassins charbonniers français : la Lorraine et le Nord-Pas-de-Calais.

Bien que le territoire national possède d'autres réserves de charbon, par exemple dans le Massif central, ce sont les bassins de Lorraine et du Nord-Pas-de-Calais qui sont les plus prometteurs. D'après le rapport récent de la mission du CGEIET, consacré aux Perspectives pour le gaz de houille en France37(*) : « D'une manière unanime, les spécialistes rencontrés par la mission attribuent à la Lorraine une priorité de premier rang, essentiellement fondée sur le volume d'information disponible, le contenu en gaz connu et l'importance du volume de charbon non exploité reconnu ; le Nord-Pas-de-Calais présente aussi un potentiel important, mais les volumes de charbons non exploités y sont moins bien connus et plus profonds. Les autres gisements carbonifères, essentiellement dans le Massif central, sont jugés trop petits et trop tectonisés pour qu'il soit possible d'y implanter des sondages en couche de dimensions kilométriques ».

En Lorraine, l'entreprise EGL (European Gas Limited), immatriculée au Royaume-Uni, détient des permis d'exploration du gaz de couche, dits permis « Bleue Lorraine » et « Bleue Lorraine sud ». Par ailleurs, elle a demandé un permis supplémentaire, dit « Bleue Lorraine Nord », qui ne lui a pas été attribué. C'est dans le cadre du premier de ces permis (« Bleue Lorraine ») qu'ont été réalisés les travaux les plus avancés, pour un montant de 12,9 millions d'euros depuis l'origine (2004), incluant le puits récemment foré de Folschviller 2 (voir ci-après).

Dans le Nord Pas-de Calais, dès 1975, les Houillères du bassin Nord-Pas-de-Calais ont entrepris le captage et la commercialisation du gaz de mines provenant des anciennes exploitations charbonnières, afin de supprimer le risque de remontée de ce gaz à la surface. Après la fermeture du bassin houiller du Nord, la récupération de ce gaz sur le site d'Avion a été confiée à un groupement d'intérêt économique, Methamine, racheté en 2007 par Gazonor, filiale de Charbonnages de France. Gazonor a par la suite, en conséquence de la disparition de Charbonnages de France au 1er janvier 2008, été vendue à la société EGL, qui était alors une société australienne. EGL a revendu récemment sa filiale Gazonor au groupe belge Transcor, spécialisé dans le domaine de l'énergie (production et logistique). EGL est actuellement une société enregistrée au Royaume-Uni, dont 80 % des actionnaires sont européens (notamment : Albert Frère, Rothschild). D'après les informations fournies par EGL, une holding française a été créée, qui devrait détenir, à terme, les permis autrefois acquis par la société britannique.

Dans le Nord-Pas-de-Calais, Gazonor dispose de deux concessions pour le gaz de mines (« Désirée » et « Poissonnière ») et deux permis exclusifs de recherches pour le gaz de couche (« Valenciennois » et « Sud Midi »).

S'agissant du gaz de mines, un tarif d'achat de l'électricité produite par cette source d'énergie est en cours de mise en place. Le gaz de mines est en effet reconnu comme une « énergie de récupération », pouvant à ce titre bénéficier d'un contrat d'achat, depuis la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie. Comme il a été expliqué à vos rapporteurs lors de leur déplacement dans le Nord-Pas-de-Calais, la dégradation de la qualité du gaz de mines produit menace, en effet, son injection dans le réseau de gaz naturel, ce qui rend urgent de pouvoir le transformer en électricité. Cet effort sera financé par la Contribution au service public de l'électricité (CSPE), dans des proportions jugées « infimes » par le ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie38(*). La Commission de régulation de l'électricité a rendu un avis défavorable au projet d'arrêté qui lui a été soumis, estimant que le tarif proposé par le Gouvernement présentait une rentabilité trop élevée. De nouveaux tarifs d'achat doivent prochainement être proposés.

Les travaux relatifs au gaz de couche sont confiés par Gazonor à EGL.

GAZ DE COUCHE / GAZ DE MINES EN LORRAINE

Source : EGL

GAZ DE COUCHE / GAZ DE MINES DANS LE NORD-PAS-DE-CALAIS

Source : EGL

B. UNE RESSOURCE SUSCEPTIBLE D'ÊTRE EXPLOITÉE EN FRANCE SANS RECOURS À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE

Le gaz de couche est susceptible d'être exploité sans recours à la fracturation hydraulique. C'est le cas, par exemple, en Australie et dans certains bassins américains. Cette caractéristique du gaz de houille, qui le distingue du gaz de roche-mère, est la conséquence de fracturations naturelles présentes dans la roche, qui lui confèrent une perméabilité susceptible d'être suffisante.

1. Des modalités d'extraction spécifiques au gaz de houille

Les techniques employées pour l'extraction du gaz de houille présentent des similitudes et des différences avec les techniques employées plus généralement pour la production des hydrocarbures non conventionnels.

Comme le gaz de roche-mère, le gaz de houille est contenu dans un réservoir peu perméable, plus ou moins fracturé de façon naturelle, avec des variations importantes de concentration en gaz d'un point à un autre de la couche. Comme le premier également, sa production atteint assez rapidement un pic, avant de décliner. La durée de vie d'un puits est ainsi de cinq à quinze ans. Le pic de production est obtenu après une durée d'extraction comprise entre un et six mois.

L'extraction du gaz de houille présente néanmoins des différences notables avec celle du gaz de roche-mère. 

a) Spécificité de la production de gaz de couche

Tout d'abord, la production de gaz de couche est généralement associée à celle d'une grande quantité d'eau.

Pour libérer le méthane, on diminue en effet la pression au sein de la roche en pompant l'eau présente : dans un premier temps, le puits produit davantage d'eau que de gaz, avant que la situation ne s'inverse.

La gestion de la production d'eau représente donc un aspect important de la rentabilité de ces puits.

Toutefois, certains puits sont immédiatement producteurs de gaz.

L'EXPLOITATION DU GAZ DE HOUILLE

Source : IFPEN

Ce préalable étant posé, les techniques employées pour la production du gaz de couche sont néanmoins variables.

b) Des techniques qui dépendent des caractéristiques de la couche de charbon

Le gaz de houille, qui peut être situé à faible profondeur, ne requiert pas toujours pour son exploitation de forage horizontal. La finesse de la couche de houille peut être un obstacle. Il peut aussi être plus rentable de multiplier les puits verticaux plutôt que de procéder à des forages horizontaux.

L'extraction du gaz de houille ne requiert pas non plus toujours de fracturation hydraulique, le charbon étant naturellement traversé par un réseau orthogonal de fractures. La décision d'emploi de la fracturation hydraulique doit être prise avant de procéder au forage car le puits et les installations de surface seront alors conçues en conséquence.

LE CHARBON, UNE ROCHE NATURELLEMENT FRACTURÉE

Source : EGL

Si l'usage de la fracturation hydraulique pour l'exploitation du gaz de couche est largement répandu aux États-Unis, elle est, en revanche, plus rare en Australie. Dans la région du Queensland, à l'est de ce pays, qui est la principale région productrice de gaz de couche, la fracturation hydraulique n'a, à ce jour, été employée que dans 8 % des puits forés dans les couches de charbon. Ainsi, le gaz de couche, qui fournit 90 % du gaz consommé dans le Queensland, est très majoritairement produit sans recours à la fracturation hydraulique39(*).

Il se peut, aussi, que l'industrie puisse se passer de la fracturation hydraulique en début d'exploitation, mais qu'elle doive y recourir ensuite pour augmenter sa production, en forant des couches moins perméables. Dans le Queensland, la proportion de puits fracturés pourrait ainsi passer de 8 % à 10 % - 40 % au cours des prochaines années.

Les technologies employées pour l'extraction de gaz de houille (présence ou non de forages horizontaux, usage ou non de la fracturation hydraulique) dépendent, par conséquent, d'une part, de l'épaisseur des veines de charbon à forer, d'autre part, du degré de perméabilité naturelle de la roche.

2. Le gaz de couche qui pourrait être exploité en France sans recours à des techniques de fracturation

Si les deux bassins de Lorraine et du Nord-Pas-de-Calais sont susceptibles de requérir l'emploi de technologies distinctes, ils présentent toutefois un point commun important : d'après l'entreprise EGL, qui mène les premiers travaux d'exploration du gaz de houille sur ces territoires, le gaz de houille pourrait y être produit sans recours à des technologies de fracturation et donc, a fortiori, sans recours à la fracturation hydraulique.

a) Une gestion industrielle classique...

Que ce soit en Lorraine ou dans le Nord-Pas-de-Calais, la société EGL, qui mène des travaux d'exploration, ne juge pas utile de fracturer le charbon pour extraire le gaz. Il s'agit d'un point commun entre les deux bassins : le charbon y serait suffisamment fracturé, de façon naturelle, pour qu'il soit possible de se passer de l'emploi de technologies de fracturation, comme c'est le cas, par exemple, en Australie (voir ci-dessus).

Étant donné l'absence de fracturation hydraulique, la plupart des obstacles au développement des hydrocarbures non conventionnels sont ici sans objet. Il n'y a pas besoin d'eau ; au contraire, l'exploitation produit de l'eau. Les préoccupations environnementales sont celles inhérentes à toute exploitation d'hydrocarbures. Elles sont relatives notamment à l'intégrité des puits, à l'empreinte au sol ou à la gestion des installations en surface.

En particulier, l'empreinte au sol est réduite. Une fois les opérations de forage réalisées, il ne subsiste au sol qu'une tête de puits ainsi que les équipements et installations nécessaires au transport du gaz et au traitement de l'eau.

On estime40(*) qu'une plateforme d'exploitation occupant environ un hectare, regroupant plusieurs départs de puits, permet d'exploiter des veines de charbon sur une surface alentour d'environ 10 km2.

EMPREINTE AU SOL SUR LE SITE DE FOLSCHVILLER 2 (LORRAINE)

Source : EGL
(vos rapporteurs se sont rendus sur ce site expérimental en phase de production)

S'il est confirmé, à l'avenir, qu'une exploitation sans fracturation est possible, cette exploitation pourrait donc se faire dans le cadre d'une gestion des risques industriels des plus classiques.

b) ... comportant des enjeux spécifiques à chaque bassin...

Les deux bassins (Lorraine et Nord-Pas-de-Calais) présentent néanmoins des différences.

En Lorraine, le bassin est issu d'un ancien lac ; tandis que dans le Nord-Pas-de-Calais, il provient d'une mer. En conséquence, ils possèdent des caractéristiques distinctes :

- En Lorraine, les couches sont épaisses (jusqu'à 5-6 mètres), ce qui est favorable à l'implantation de forages horizontaux.

- Dans le Nord-Pas-de-Calais, le bassin a subi de fortes pressions tectoniques. Les charbons sont très fracturés et disposés en couches trop fines pour permettre des forages horizontaux. Ce sont donc des forages verticaux ou en déviation qui sont envisagés. La roche serait suffisamment écrasée et fissurée pour permettre une exploitation uniquement par ce type de puits.

PRINCIPE DU FORAGE HORIZONTAL MULTILATÉRAL POUR L'EXTRACTION DU GAZ DE HOUILLE

Source : EGL

Une autre différence entre les deux bassins houillers a trait à leurs contenus en eau :

- En Lorraine, l'extraction du gaz de houille produit d'importantes quantités d'eau. Les tests réalisés par EGL ont conclu à la présence d'une eau douce sans métaux ni contaminants, susceptible d'être utilisée par l'agriculture ou l'industrie locales sans traitement coûteux.

- Dans le Nord-Pas-de-Calais, en revanche, le charbon est probablement sec, c'est-à-dire que la production de gaz ne sera pas associée à celle d'eau.

Toutes les caractéristiques ici envisagées doivent toutefois être confirmées par la poursuite des travaux d'exploration en cours.

c) Une gestion des risques doit être mise en place

Les risques mis en évidence par un rapport récent du BRGM et de l'INERIS41(*) sur les enjeux spécifiques à l'exploitation du gaz de houille doivent être pris en compte, dès la phase d'exploration.

Ces risques sont les suivants :

- Les risques accidentels sont ceux associés au transport de gaz à haute pression ainsi que ceux relatifs à la migration non maîtrisée de gaz dans le cas d'exploitations peu profondes (ce qui ne devrait pas être le cas en France).

- Les impacts environnementaux à surveiller concernent une éventuelle contamination de l'eau extraite par des composés organiques en lien avec certains dépôts de charbon. Les charbons contenant le gaz doivent donc être précisément analysés.

- L'impact du déploiement de la filière en termes d'usage du sol doit être évalué, en fonction du contexte local (présence de centres urbains ou d'espaces naturels protégés).

C. DES ESTIMATIONS ENCOURAGEANTES À CONFIRMER PAR LA POURSUITE DES TRAVAUX D'EXPLORATION ENGAGÉS

Les premiers résultats obtenus par EGL sont encourageants. Néanmoins la faisabilité technique et la viabilité économique de l'exploitation du gaz de houille français sans fracturation hydraulique restent à confirmer par la poursuite de forages d'exploration en cours.

1. Des estimations encourageantes à l'issue des premiers travaux d'exploration

En Lorraine, les tests de production réalisés par EGL ont démontré l'existence d'une ressource importante. Ces tests ont été réalisés sur le site de Folschviller 2, seul puits horizontal multilatéral dans le charbon en Europe, foré en 2008. Trois campagnes de tests y ont été réalisées respectivement en 2008-2009, 2011 et 2012. Ces tests consistent en des mesures de la pression de fond, de la production d'eau et de la production de gaz. Les résultats de ces tests ont été revus par Beicip-Franlab, filiale de l'IFPEN.

Ces tests établissent une perméabilité de l'ordre de 1 à 2 millidarcy (mD). D'après EGL, cette perméabilité serait comparable à celle d'autres gisements de gaz de houille exploités sans fracturation hydraulique dans le monde. En Lorraine, la production serait, par ailleurs, facilitée par l'épaisseur de la couche de charbon, propice à l'installation de drains horizontaux.

Dans le Nord-Pas-de-Calais, les forages d'exploration n'ont pas démarré. On estime que seul 10 % du charbon de ce bassin, qui se caractérise par ailleurs par son étendue (120 km x 20 km), a été exploité. L'existence d'une ressource importante paraît très vraisemblable.

Les ressources des deux bassins (Lorraine et Nord-Pas-de-Calais) pourraient correspondre à dix années de consommation de gaz en France (au rythme actuel), c'est-à-dire significativement plus que ce qu'a produit à ce jour le bassin de Lacq.

LES RESSOURCES POTENTIELLES EN GAZ DE COUCHE EN FRANCE

Source : EGL

D'après les estimations fournies par EGL, le gaz de couche pourrait créer, en Lorraine, 300 à 400 emplois directs (opérateurs de terrain / soutien technique et administratif) et 600 à 800 emplois indirects (sociétés de forages et de services pétroliers, construction), sans compter les emplois induits, à terme, par l'implantation d'industries consommatrices de gaz à proximité.

La rentabilité du gaz ainsi extrait repose sur un coût de revient estimé à 5 US $ par MMBTU42(*). C'est cette rentabilité, qui dépend aussi du coût de production de ce gaz, qui demeure la plus sujette à débats. Elle ne pourra être établie qu'après de nouveaux tests de production dans les deux bassins.

PRIX DU GAZ (US $ par MMBTU)

Source : EGL

La viabilité économique de la production de gaz de houille dépend très largement du prix de vente du gaz extrait. La situation est un peu différente pour le gaz de roche-mère, dans la mesure où sa production est généralement associée à celle d'hydrocarbures liquides, en sorte que le prix du pétrole joue un rôle important dans la profitabilité du projet d'ensemble, ce qui n'est pas le cas pour le gaz de houille.

2. Une production dont la viabilité économique doit être confirmée

Les travaux en cours, menés par EGL, doivent permettre de réduire les incertitudes en déterminant si les chiffres avancés pour le gaz de couche sont des ressources prospectives ou s'il s'agit de réserves, autrement dit si les quantités techniquement récupérables le sont à des conditions économiques suffisamment favorables pour que leur exploitation puisse être envisagée.

Les résultats obtenus sur le site de Folschviller 2 sont, en effet, à eux seuls, insuffisants, comme le souligne le rapport précité du CGEIET sur les Perspectives pour le gaz de houille en France.

Les travaux d'exploration doivent donc se poursuivre. En Lorraine, quatre autres sites pilotes sont prévus. Un forage à taille réelle est en cours de réalisation sur le site de Trittelling, sur une plateforme de forage que vos rapporteurs ont visitée -et qui ne paraît pas, localement, susciter de réticences de la population. Au 31 octobre 2013, ce forage a atteint une profondeur d'environ 700 m. Le percement des drains latéraux doit démarrer avant la fin de l'année 2013. Un autre forage est actuellement en cours de préparation sur le site de Pontpierre.

Les premiers résultats des tests réalisés à Trittelling seront connus avant la mi-2014.

Dans le Nord-Pas-de-Calais, quatre demandes de forage d'exploration ont été déposées, dont deux devraient aboutir prochainement, sur les sites d'Avion (Flawell) et de Divion (Transvaal), où les travaux pourraient être réalisés en 2014. Deux autres forages sont envisagés à Bouvigny-Boyeffles (Les Quinze) et à Crespin. Il s'agit de procéder à des forages verticaux destinés à la seule exploration des couches de charbon, entre 1 500 et 1 600 mètres de profondeur, pour connaître leur teneur en gaz et leur degré de perméabilité.

Le financement des travaux d'exploration nécessite de trouver des investisseurs à hauteur d'environ 3 M€ par puits. Si les recherches menées étaient fructueuses, une production commerciale pourrait être envisagée à l'horizon de cinq ans.

Vos rapporteurs estiment que ces travaux doivent être encouragés, dans la mesure où ils n'impliquent aucun usage de la fracturation hydraulique, ni dans l'immédiat, ni à l'avenir. La question pourrait être reconsidérée si des entreprises exprimaient d'autres intentions à l'avenir.

Vos rapporteurs suivront donc avec intérêt les résultats des tests qui seront réalisés par cette entreprise au cours des prochains mois. Ils souhaitent, par ailleurs, que des travaux de forage accompagnés de tests de production analogues soient réalisés rapidement dans le Nord-Pas-de-Calais. L'exploration du gaz de houille y est, en effet, pour le moment, sensiblement moins avancée qu'en Lorraine. Or, dans cette région de culture industrielle et minière, il est probable que la population n'y serait pas défavorable.

III. LA FRACTURATION HYDRAULIQUE : UNE TECHNIQUE ANCIENNE COMPORTANT DES RISQUES MAÎTRISABLES

Après avoir étudié les techniques alternatives à la fracturation hydraulique (I) puis les techniques sans fracturation (II), vos rapporteurs souhaitent présenter les progrès réalisés dans la pratique de la fracturation hydraulique.

Cette technique est ancienne et bien connue de l'industrie. Elle ne saurait être rejetée en bloc car, étant la mieux connue, elle est aussi la plus susceptible d'améliorations. Puisque l'on ne peut compter uniquement sur la bonne volonté de l'industrie - qui a toutefois réalisé des progrès importants - ces améliorations doivent être rendues obligatoires par une réglementation adaptée.

Interdire une technique, en vertu du principe de précaution, n'implique pas que l'on n'essaie plus de savoir s'il n'existerait pas, pour l'avenir, des conditions auxquelles cette technique pourrait être améliorée, voire rendue inoffensive. La loi de 2011 ne se fondait d'ailleurs pas sur des certitudes absolues, puisqu'elle prévoyait la possibilité d'expérimentations.

À l'issue de leurs auditions, vos rapporteurs pensent que les conditions d'une fracturation hydraulique acceptable peuvent être réunies. Certes, ces conditions ne seront pas toujours réunies - il se peut, dans certains cas, que l'usage d'une technique alternative, soit préférable, ou que tout procédé de stimulation soit contre-indiqué - mais elles peuvent l'être.

C'est pourquoi une réglementation adaptée, si possible dans un cadre européen, est souhaitable.

A. DES RISQUES VARIABLES SELON LES RÉGIONS : LA NÉCESSITÉ D'ÉTUDES AU CAS PAR CAS, PLUTÔT QUE DE JUGEMENTS GLOBAUX

Après avoir rappelé les principaux risques associés à l'usage de la fracturation hydraulique, certains risques particuliers, seront abordés, les rapporteurs ayant souhaité en approfondir l'étude pour ce rapport final.

1. Les principaux risques associés à l'usage de la fracturation hydraulique
a) Principes de la fracturation hydraulique

La fracturation hydraulique consiste à injecter à forte pression dans le puits un fluide permettant de fissurer la roche. Ce fluide est composé d'eau (8 000 à 20 000 m3 par forage), d'additifs chimiques et de particules (agents de soutènement, dits aussi proppants) permettant de maintenir les fractures ouvertes.

Les agents de soutènement sont constitués de sables ou de particules de céramiques.

Les additifs nécessaires à l'opération jouent les rôles de gélifiant, désinfectant, casseur de gel, réducteur de friction, acide, inhibiteur de corrosion, décalcifiant.

Sur un puits donné, les opérations de fracturation sont réalisées par phases successives - cinq à dix phases au total - dans différentes sections du puits.

La quantité de gaz extraite de chaque puits reste faible, ce qui nécessite de disposer d'un grand nombre de puits pour atteindre un niveau significatif de production. Ces puits sont regroupés en grappes (« clusters »). Il est possible de forer jusqu'à seize puits à partir d'une seule tête de forage.

PRINCIPES D'UNE PROCÉDURE DE FRACTURATION HYDRAULIQUE


· Objectif : rouvrir ou créer artificiellement un réseau de fractures / fissures de petite taille 

- Dans l'intervalle ciblé

- Autour du puits de forage


· Procédure opérationnelle 

- Réalisée par phases successives

- Perforation de la colonne de production et du ciment

- Pompage du fluide, de l'agent de soutènement et des additifs

- Développement du réseau de fractures / fissures

- Arrêt du pompage, extraction des fluides de reflux


· Caractéristiques du réseau de fractures / fissures

- Perpendiculaire à une direction de contrainte minimum

- S'étend latéralement sur près de 100 m, verticalement sur quelques dizaines de mètres


· Chiffres moyens 

- Longueur de drainage horizontal : 1 500 à 2 000 m

- 5 à 10 phases de fracturation par puits

- 1 500 à 2 000 tonnes de sable pour un puits à 5 phases

- 10 000 à 20 000 m3 d'eau par puits

- 90 % d'eau ; 9,5 % de sable ; 0,5 % d'additifs (en volume).

La conception de la fracturation varie selon les caractéristiques du réservoir et du puits.

Source : Total

b) Principaux risques identifiés

Les principaux risques et les enjeux associés à l'usage de la fracturation hydraulique sont les suivants :

- Son impact quantitatif sur la ressource en eau : la disponibilité de l'eau et les conflits d'usage potentiels sont variables selon les zones ;

- Le risque de migration des gaz ou des produits utilisés pour la fracturation : les nappes phréatiques étant proches de la surface du sol, leur contamination du fait de la fracturation hydraulique est très peu probable. Il faut néanmoins contrôler l'intégrité des aquifères profonds salés. S'il y a un risque de pollution du sol et des nappes phréatiques, il est plutôt imputable à la qualité du forage et des installations au sol.

Ce risque n'est pas fondamentalement différent de celui qui est associé à un forage conventionnel mais le nombre de puits nécessaires pour produire une quantité donnée d'hydrocarbures est plus important pour les gisements non conventionnels que pour les gisements conventionnels.

Aux États-Unis, où des cas de pollution d'eau potable ont été observés (par exemple à Pavilion au Wyoming), l'Agence de protection de l'environnement américaine (EPA) a entrepris une étude sur les impacts environnementaux de la fracturation hydraulique, dont les résultats sont attendus en 2014.

Une publication scientifique43(*) a fait état d'un lien entre l'extraction du gaz non conventionnel et la présence de méthane à des concentrations anormalement élevées dans des puits d'eau potable situés à moins d'un kilomètre des puits de gaz, dans le bassin de Marcellus en Pennsylvanie.

Toutefois, s'agissant des images du film Gasland, où l'on voit l'eau du robinet s'enflammer au contact d'un briquet allumé, il était établi, dès avant la sortie de ce film, que le gaz qui provoque ce phénomène est d'origine biogénique et non thermogénique (voir encadré). M. Philippe Martin, ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, l'a, du reste, admis lors d'une audition récente au Sénat, au cours de laquelle il a jugé que des phénomènes identiques à ceux observés dans Gasland pourraient être obtenus « dans le marais poitevin »44(*).

GASLAND : DES IMAGES TROMPEUSES

Image provenant du rapport45(*) de la mission d'information de l'Assemblée nationale

D'après le rapport de la mission d'information de l'Assemblée nationale sur les gaz et huiles de schiste, en date de juin 2011, dont est tirée l'image ci-dessus : « Destiné au grand public, le film [Gasland] délivre des informations proprement effrayantes, tant par les images que par les commentaires qui les accompagnent. Quiconque nourrit un intérêt pour le sujet a forcément vu la séquence dans laquelle un homme enflamme l'eau sortie de son robinet. L'effet, saisissant, illustre la pollution des nappes phréatiques due à une activité extractive peu respectueuse de l'environnement. »

En réalité, à la suite de la sortie du documentaire Gasland de Josh Fox, en 2010, la State of Colorado Oil&Gas Conservation Commission a publié une note afin de corriger plusieurs erreurs figurant dans la description par ce film d'incidents survenus dans l'État du Colorado. Cette note établit que le gaz à l'origine du phénomène observé dans ce documentaire est d'origine biogénique, comme ladite Commission l'avait indiqué au propriétaire du puits d'eau par un courrier en date du 30 septembre 2008.

Le méthane est un gaz naturel produit soit par la décomposition et la fermentation de matière organique (gaz biogénique), comme c'est souvent le cas dans les marais, soit par un processus géologique d'enfouissement à hautes température et pression. Plusieurs méthodes d'analyse permettent de distinguer les deux types de méthane, notamment une analyse géochimique et l'analyse de la composition du gaz. Les études réalisées par la Commission dans le Colorado ont établi que le gaz biogénique présent dans cet État ne contient presque que du méthane et une petite quantité d'éthane, tandis que le gaz thermogénique contient aussi du propane, du butane, du pentane et des hexanes.

L'eau qui coule du robinet, dans l'image ci-dessus, est, certes, contaminée par la présence de méthane à des concentrations suffisantes pour entraîner le phénomène observé. Néanmoins, Gasland attribue la contamination de cette eau à l'exploitation pétrolière et gazière alors qu'elle est causée par la présence de gaz biogénique, sans lien avec cette industrie.

Source : State of Colorado Oil&Gas Conservation Commission

- L'impact spécifique des additifs chimiques employés pour la fracturation. Ceux-ci représentent une faible part du liquide de fracturation (0,14 % dans l'exemple ci-dessous), ce qui correspond toutefois à des quantités importantes, étant donné les volumes d'eau utilisés.

COMPOSITION DU FLUIDE DE FRACTURATION
(Gisement Marcellus, États-Unis)

Source : RANGE Resources pour les Marcellus shale (États-Unis), d'après IFPEN

Les additifs sont des acides, des contrôleurs de viscosité, des réducteurs de friction, des bactéricides et des inhibiteurs de dépôts.

L'acide le plus utilisé est l'acide chlorhydrique. Il est utilisé, avant les opérations de fracturation, afin de nettoyer les abords du puits. Des inhibiteurs de corrosion sont ajoutés afin de protéger les installations.

Les contrôleurs de viscosité visent à permettre au sable de rester en suspension dans le fluide. Des agents à action différée sont employés : en effet, il est utile que le fluide soit peu visqueux lors de son injection, qu'il le devienne ensuite lors de la fracturation, et qu'il redevienne peu visqueux, enfin, lors de la mise en production du puits. Des enzymes et des oxydants permettent de détruire le gel une fois la fracturation effectuée et le sable en place.

Les réducteurs de friction permettent de diminuer les pertes par frottement.

Les bactéricides permettent d'éviter le développement d'un milieu microbien susceptible de dégrader certains composants comme la gomme de guar (utilisée comme contrôleur de viscosité).

Les inhibiteurs de dépôt permettent d'empêcher les dépôts dans les tuyaux.

Source : GEP-AFTP

Trois catégories de fluides aqueux sont employées sur le marché :

· L'eau dite « glissante » (slickwater) pour la production de gaz sec (méthane) ;

· Les gels dits linéaires pour la production de gaz humide ou de pétrole léger ;

· Les gels dits réticulés pour la production de pétrole plus lourd.

Les gels permettent le maintien du sable en suspension. L'eau représente généralement environ 94 % du fluide, le sable entre 5 % et 6 % et les additifs chimiques 0,15 % à 0,25 %.

À haute dose, certains de ces produits sont toxiques. Par ailleurs, certains produits injectés, non toxiques, seraient susceptibles de devenir toxiques au contact d'éléments contenus dans le sous-sol.

- Le risque de mobilisation d'éléments contenus dans la roche par la fracturation hydraulique. Aux États-Unis, il a été observé sur un site que de l'uranium et du radon radioactifs avaient été drainés. Des métaux lourds peuvent être présents dans les argiles.

Source : TOTAL

 

Contamination due à la fracturation hydraulique (considérée comme très peu probable)

 

Contamination due à des problèmes d'intégrité du puits

 

Contamination due à un déversement ou à une défaillance de rétention

- Le risque de sismicité induite : La fracturation hydraulique crée dans la plupart des cas des microséismes de très faibles amplitudes, ne créant pas de danger en surface. Néanmoins des séismes ont été attribués à l'exploitation d'hydrocarbures non conventionnels au Texas et en Arkansas, non pas en lien avec la fracturation hydraulique, mais en raison de la réinjection d'eaux usées dans le sous-sol. Au Royaume-Uni, en 2011, deux séismes de faible magnitude pourraient être liés à la fracturation hydraulique, dans un puits d'exploration de la région de Blackpool.

- Les nuisances locales associées aux travaux d'exploration et d'exploitation : emprise au sol, impact sur les paysages, passages de camions. On estime que la réalisation d'un puits de recherche (avec drain horizontal et fracturations) nécessite entre 900 et 1 300 voyages de camions. Ces nuisances sont cependant temporaires (6 à 18 mois).

- L'impact de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels sur le climat est l'objet de controverses. Aux États-Unis, l'usage croissant du gaz, en lieu et place du charbon et du pétrole, pour produire de l'électricité, a permis une réduction des émissions de CO2. Entre 2006 et 2011, on a observé une diminution des émissions liées à la production d'électricité de 8 %. La part croissante du gaz naturel n'en est pas seule responsable puisque les énergies renouvelables et les centrales nucléaires ont également contribué à remplacer charbon et pétrole.

Si, en termes de combustion, le gaz naturel produit moins de CO2 que le charbon, les fuites de méthane lors de la production, du transport et de l'utilisation du gaz pourraient avoir un impact négatif en matière climatique. En effet, sur un siècle, le méthane a eu un effet sur le changement climatique 25 fois plus important que le CO2.

À l'issue de leur mission aux États-Unis, vos rapporteurs ont souhaité consacrer une partie spécifique à cette question (voir ci-après III.A.3).

2. Des risques qui varient selon les régions : l'exemple du sud-est français

Vos rapporteurs se sont rendus à Montpellier pour examiner les problématiques spécifiques à la région sud-est. Ils ont notamment rencontré des chercheurs de l'université de Montpellier 246(*) qui ont attiré leur attention sur la complexité géologique de cette région et les risques spécifiques qui seraient encourus en cas d'usage de la fracturation hydraulique, si certaines précautions n'étaient pas prises, en l'absence de travaux de recherche suffisants à ce jour sur les caractéristiques de ce bassin.

a) Une géologie complexe et mal connue

La géologie de cette région est complexe et mal connue. Les estimations de ressources réalisées aux États-Unis, par l'EIA, sont beaucoup trop simplistes. Elles ne rendent pas compte de la complexité de la géologie locale : au-delà d'une distance de 10 km, on ne peut en effet pas extrapoler les résultats connus d'une zone à une autre, comme cela est possible dans les bassins nord-américain ou parisien qui présentent des caractéristiques homogènes sur plusieurs dizaines de kilomètres.

Les données géologiques connues sont anciennes et leur distribution est éparse. Leur acquisition remonte à plus de vingt ans. Elles sont donc fondées sur des technologies dépassées. Leur résolution spatiale est supérieure à 10 km. Enfin, la surface est beaucoup mieux connue que le sous-sol.

Les principales ressources seraient contenues dans les « schistes carton » du Toarcien (- 180 millions d'années) et les « schistes noirs » de l'Autunien (- 280 millions d'années). Mais la maturation de ces bassins est incertaine. Les roches du Toarcien n'ont pas toutes été suffisamment enfouies pour produire des hydrocarbures. Elles n'auraient ainsi produit du gaz que dans la région d'Alès et en Ardèche, et pas dans le Larzac ni à Montpellier. Toutefois, dans ces deux zones, les roches de l'Autunien pourraient être suffisamment matures pour avoir produit des hydrocarbures.

Les estimations de l'EIA sont fondées sur des paramètres incertains (proportion de matière organique, épaisseur de la couche, étendue du bassin, taux de récupération...). Compte tenu des incertitudes sur l'ensemble des paramètres pour le bassin sud-est, les estimations de gaz récupérable varient de 1 à 1 000.

Une connaissance approfondie de la géologie est, par ailleurs, nécessaire au contrôle de la fracturation hydraulique. Il est, en effet, nécessaire de connaître l'état de contrainte régional et ses déviations locales pour prévoir l'orientation des fractures induites et leur éventuelle interaction avec les failles existantes, pour éviter toute communication. Or les mesures de l'état de contrainte sont actuellement trop peu nombreuses.

Étant donné la complexité de cette région, la circulation potentielle des fluides souterrains est mal connue. Cette circulation pourrait être favorisée par la présence de nombreuses formations calcaires, ce qui induit des risques spécifiques.

b) Des risques spécifiques

Les karsts sont des massifs calcaires érodés par la circulation d'eau, qui y a créé des cavités. Les réseaux de circulation de cette eau sont complexes et mal connus. Or, les karsts sont susceptibles de permettre des échanges entre aquifères.

LE KARST

Le karst est un paysage résultant de processus particuliers d'érosion (la karstification). Ces processus sont commandés par la dissolution des roches carbonatées (calcaires et dolomies) constituant le sous-sol des régions concernées. C'est l'eau de pluie infiltrée dans ces roches qui assure cette dissolution. L'eau acquiert l'acidité nécessaire à la mise en solution de la roche en se chargeant de gaz carbonique (CO2) produit dans les sols par les végétaux et les colonies bactériennes. Le paysage de surface, constitué en général de dépressions fermées (appelées dolines, pour les petites, et poljés, pour les plaines d'inondation), est associé à un paysage souterrain, dont les grottes et les gouffres parcourables par l'homme font partie. Le karst est par conséquent un paysage original, créé par les écoulements d'eau souterraine. L'eau circule en son sein, s'y accumule et émerge par des sources aux débits souvent considérables, mais très fluctuants dans le temps. Le karst est donc également un aquifère : l'aquifère karstique.

Source : Bassin Rhône-Méditerranée-Corse, Guide technique : Connaissance et gestion des ressources en eaux souterraines dans les régions karstiques (juin 1999)

Par ailleurs, même si des couches imperméables séparent les aquifères, ceux-ci peuvent être connectés entre eux par des failles : de telles failles peuvent créer des liens hydrauliques entre couches profondes et couches de surface.

Ces phénomènes pourraient contribuer à une contamination des aquifères, si un certain nombre de précautions n'étaient pas prises en cas d'usage de la fracturation hydraulique : connaissance préalable des failles existantes, réalisation des opérations au-delà d'une distance de sécurité par rapport aux failles, contrôle étroit des opérations de fracturation à distance (monitoring)47(*).

Cette contamination pourrait être d'autant plus problématique que l'eau consommée ne provient pas des nappes phréatiques, proches de la surface, mais de nappes plus profondes, comme c'est le cas dans le sud-est.

AQUIFÈRES KARSTIQUES À FORT INTÉRÊT STRATÉGIQUE
POUR LES BESOINS EN EAU ACTUELS OU FUTURS

Source : Bassin Rhône-Méditerranée-Corse, Guide technique : Connaissance et
gestion des ressources en eaux souterraines dans les régions karstiques (juin 1999)

Ces constats militent non pour l'immobilisme, mais au contraire, pour un effort redoublé de recherches sur la connaissance de notre sous-sol. Ces recherches ne serviraient d'ailleurs pas qu'une éventuelle exploration / exploitation des ressources non conventionnelles. Elles permettraient aussi une meilleure connaissance de la ressource en eau, et seraient utiles pour la géothermie ou encore pour la réalisation de dispositifs de stockage d'énergie.

3. Les conséquences de la production de gaz de roche-mère sur les émissions de gaz à effet de serre et la question des fuites de méthane : la problématique aux États-Unis

À l'occasion du rapport d'étape, vos rapporteurs ont été interpellés sur la question des fuites de méthane éventuellement associées aux forages non conventionnels, non pas en termes de règlementation, mais en termes d'effets réels sur la production de gaz à effet de serre. Le méthane est considéré comme un puissant gaz à effet de serre, 72 fois plus nocif que le dioxyde de carbone selon l'organisation de défense de l'environnement RFF48(*) (les travaux du CGEDD et du CGIET précisent que cette nocivité s'observe sur un cycle de 20 ans)49(*).

a) La production de gaz de schiste a réduit les émissions de dioxyde de carbone aux États-Unis

Depuis quelques années, et bien qu'ils aient refusé tout engagement à cet égard, les États-Unis voient se réduire leurs émissions de dioxyde de carbone : une réduction de 450 millions de tonnes de gaz à effet de serre (GES) de 2008 à 2012, dont -5,72 % sur la seule année 2012.50(*)

Le graphique suivant, tiré des travaux de l'agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) reflète la diminution des émissions de dioxyde de carbone (en tonnes) du seul secteur de l'énergie (et non pas de toute l'économie américaine).

Cette amélioration provient de la substitution du gaz naturel au charbon comme combustible des centrales électriques. La combustion du gaz est en effet beaucoup moins émettrice de CO2 que celle du charbon.

À cet égard, il faut être conscient qu'en France le résultat serait bien moins marqué dans la mesure où le parc de centrales électriques est déjà peu émetteur de gaz à effet de serre.

b) Des fuites de méthane plus faibles qu'il n'était craint

Les éventuelles fuites de méthane associées à la production d'hydrocarbures non conventionnels représentent un enjeu environnemental essentiel : compte tenu de l'importance de l'impact du méthane en tant que gaz à effet de serre, des chercheurs ont calculé qu'une fuite de 3,2 % anéantirait les effets bénéfiques de la réduction de la consommation de charbon vis-à-vis des émissions de gaz carbonique51(*). Ces chercheurs pensaient d'ailleurs que ces fuites excédaient probablement ce seuil, diverses études estimant alors le niveau des fuites entre 3,6 et 7,9 %52(*).

Les chercheurs de l'Université d'Austin rencontrés par vos rapporteurs leur avaient indiqué que l'Université allait publier à l'automne une étude sur les fuites de méthane lors de la production des hydrocarbures non conventionnels aux États-Unis. Celle-ci a été rendue publique en septembre53(*). L'étude conclut que les fuites au stade de la production (forage et extraction de gaz issu du puits) de gaz non conventionnel sont de 0,42 %, soit un taux nettement inférieur aux estimations précédentes qui se fondaient sur des recherches moins poussées et sans doute sur une production moins précautionneuse, puisque les techniques et les règlementations tendant à éviter le dégagement de méthane dans l'atmosphère progressent. À noter toutefois que ce taux ne concerne que la production, et non en aval le transport (camions, gazoduc) et l'utilisation finale par les consommateurs (ménages, entreprises) du méthane, lesquels occasionnent aussi des dégagements dans l'atmosphère, ainsi que d'autres activités, notamment agricoles (voir figure ci-dessous).

Selon l'organisation de défense de l'environnement Environmental Defense Fund (EDF), qui est un des commanditaires de l'étude avec plusieurs compagnies productrices de gaz et de pétrole, un taux de fuite inférieur à 1 % sur l'ensemble du cycle de production du méthane est un objectif atteignable et garantirait l'innocuité environnementale de ce gaz.

Extrait de : Center for climate and energy solutions
«Leveraging natural gas to reduce greenhouse gas emissions» juin 2013

Seuls 40 % des émissions de méthane proviendraient du système énergétique (pétrole : 5 %, charbon : 11 % et gaz naturel : 24 %), le reste provenant de l'élevage (enteric fermentation, soit le système digestif des animaux : 24 %, et manure management , soit les lisiers : 9 %) et du traitement des déchets (wastewater treatment c'est-à-dire eaux usées : 3 %, landfills, soit les déchets : 18 %).

4. La question de l'après-exploitation

Tout projet d'exploitation d'hydrocarbures doit intégrer la problématique de l'après-exploitation.

D'après M. Marc Durand, ingénieur-géologue, ancien professeur du département des sciences de la Terre et de l'atmosphère de l'Université du Québec à Montréal (UQAM), auditionné par vos rapporteurs, l'après-exploitation doit être particulièrement surveillée dans le cas des hydrocarbures non conventionnels. Les réglementations existantes, pensées pour les puits conventionnels, doivent être réexaminées.

En effet, la fracturation modifie durablement la perméabilité du milieu. Elle enclenche un processus de migration des hydrocarbures qui se poursuit au-delà de la fermeture du puits. Cette fermeture, décidée lorsque le débit du puits n'est plus commercialement rentable, ne met pas fin à ce processus de migration, ce qui crée un risque de fuites.

Il est donc essentiel d'étudier le comportement des hydrocarbures dans la roche-mère au-delà de la période d'exploitation ainsi que celui du puits creusé dans la roche, en tenant compte de la spécificité des gisements non conventionnels.

La réglementation et le contrôle post-exploitation doivent tenir compte de cette spécificité.

B. LE TRAITEMENT VARIÉ DE LA QUESTION DES HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS SUR LE TERRITOIRE AMÉRICAIN

Depuis 1947, il y eut sur le sol américain un grand nombre de fracturations hydrauliques. Le chiffre varie selon les sources, entre 1,2 million (FTI Group) et 2 millions (Université de Columbia), mais il est de toute façon très élevé.

Agence internationale de l'énergie-World energy outlook-201254(*)

Vos rapporteurs ont visité un forage de gaz sur le bassin Utica à Cadiz, près de Steubenville dans l'Ohio et un forage de pétrole sur le bassin Eagle Ford à Floresville, au Texas.

1. Un consensus assez général, mais l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels n'est pas autorisée partout

Vu d'Europe, les États-Unis connaissent une « révolution » des gaz et pétrole de schiste, qui traverse tout le pays. Par « révolution », on entend sur place qu'en 2007 le département de l'énergie anticipait un recours massif aux importations de gaz et de pétrole à l'horizon 2030 et que depuis, un total renversement de perspective (« révolution ») s'est opéré, puisque c'est désormais l'autosuffisance qui est visée.

Vos rapporteurs ont constaté que la situation n'est pas si homogène. Il y a un assez large consensus aux États-Unis, mais le sujet reste controversé sans être toutefois conflictuel55(*), car beaucoup d'organisations de défense de l'environnement se placent dans un objectif d'amélioration des conditions d'exploitation et non dans une position de refus56(*). L'agence américaine de protection de l'environnement (EPA) est sous pression, notamment à propos de la question de l'eau57(*) et vos rapporteurs n'ont pas pu en rencontrer de représentant. Et il existe surtout d'assez sensibles différences d'attitude selon les États car la règlementation en la matière se situe pour la quasi-totalité à leur niveau.

La carte ci-dessous, réalisée par l'organisation de défense de l'environnement Resources for the future (RFF) indique que le Vermont, comme la France, interdit toute fracturation (ban), et que 3 États, New-York, la Caroline du nord et le Maryland ont voté un moratoire (moratorium). Le Vermont, la Caroline du nord et le New-Jersey (qui a connu un moratoire aujourd'hui expiré) ne détiennent vraisemblablement pas de réserves d'hydrocarbures. Plus curieusement, 4 des 5 États principaux producteurs de gaz ou pétrole non conventionnels - le Texas, l'Ohio, la Pennsylvanie (3 États que vos rapporteurs ont visités) et la Virginie occidentale- connaissent parfois des moratoires ou interdictions localisés, notamment votés par les conseils municipaux de certaines villes, même si, en principe, la loi de l'État s'impose.

Source : Ressources for the future- The state of state shale gas regulation- mai 2013

Les 17 États en gris n'ont pas été étudiés

Majoritairement toutefois, les États américains n'ont voté ni interdiction ni moratoire. Les assemblées de Californie ont en particulier rejeté une proposition de moratoire en mai dernier (2013).

Vos rapporteurs ont interrogé au Congrès les équipes des parlementaires de l'État de New-York pour tenter de savoir ce qui avait pu motiver le vote d'un moratoire par cet Etat. Il apparait que la densité urbaine et la moindre culture minière liée à l'histoire sont des facteurs déterminants, auxquels s'ajoutent des différences locales de sensibilité aux questions environnementales et de nécessité économique. Pour l'environnement par exemple et selon le groupe FTI, l'Etat de New-York, déjà bien pourvu en centrales électriques à gaz (40 %) et qui émet moins de gaz à effet de serre que les autres États (parce qu'il utilise moins de charbon), éprouve moins le besoin de produire du gaz que la Pennsylvanie qui dépend beaucoup plus du charbon (8 % de production électrique au gaz). Quant à l'aspect économique, un Etat initialement en situation de chômage élevé et de déprise industrielle comme le Dakota du nord a éprouvé le besoin de se lancer dans cette nouvelle activité à la différence de New-York où la nécessité économique est bien moindre.

Vos rapporteurs ont pu constater des phénomènes similaires dans notre pays : la tolérance de la population à l'installation de forages gaziers est beaucoup plus grande en Lorraine, région de forte culture minière, mais assez désindustrialisée, que dans le Languedoc-Roussillon.

Les circonstances locales ont donc un poids important dans l'acceptation ou le refus de cette exploitation. Vos rapporteurs ont pu en être les témoins sur la question de la ressource en eau. La zone qu'ils ont visitée en Ohio (gisement Utica) est particulièrement riche en lacs et étangs, les prélèvements nécessaires aux travaux de forage y sont très faibles proportionnellement à la ressource disponible (photo ci-dessous). La situation peut être très différente dans d'autres États, d'où l'intérêt de techniques alternatives à la fracturation hydraulique.

Deux pompes prélèvent l'eau d'un étang à proximité du forage, un flexible de quelques dizaines de mètres l'amène sur le site, cette installation provisoire est démantelée lorsque le forage est achevé et que le puits est en production.

Interrogé par vos rapporteurs, le département de l'énergie des États-Unis n'a pas nié qu'il puisse exister des accidents ou pollutions accidentelles liées à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, mais considère toutefois que ces incidents ne sont « généralement » pas dus à la technique de la fracturation hydraulique elle-même58(*), mais plutôt à des déversements de liquide en surface, une mauvaise conception-réalisation du puits, ou un mauvais stockage des produits chimiques et de l'eau de retour.

2. Des réglementations environnementales hétérogènes

En 2005, le Congrès des États-Unis a écarté l'application de loi fédérale sur l'eau à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, considérant que ses dispositions étaient de nature à entraver tout développement de cette industrie59(*). Les lois des États s'y sont donc substituées, auxquelles s'ajoutent les recommandations de l'EPA. D'où une assez grande hétérogénéité de règles entre les États sur tout le champ de la protection de l'environnement. L'organisation RFF s'est efforcée de recenser toutes ces différences60(*).

Vos rapporteurs se sont intéressés à trois sujets particulièrement sensibles : le prélèvement en eau, la divulgation des additifs au fluide de fracturation et le traitement des remontées de méthane.

a) La question du prélèvement en eau

L'un des problèmes essentiels est celui de la ressource en eau, à la fois en termes de quantité d'eau « douce » (potable ou pouvant être traitée dans ce but) utilisée par l'industrie, et de rejet d'eaux polluées sur et dans le sol, les rivières etc. Sur cette thématique, une étude de l'EPA est attendue au cours de l'année 2014. Dans l'intervalle, l'EPA effectue des recommandations et les États adoptent des règles hétérogènes.

Par exemple, s'agissant des prélèvements en eau (eaux de surface ou réserves en sous-sol), 26 États requièrent une autorisation préalable (en bleu clair -permis seul- et bleu marine- permis + enregistrement + compte rendu- sur la carte suivante - un seul d'entre eux, le Kentucky, n'impose aucune règlementation)61(*). 12 États exigent ce permis quelle que soit la quantité prélevée (notés « 0 » sur la carte), 14 au-dessus d'un certain seuil (de 10 000 à 300 000 gallons par jour62(*)). Le degré de contrainte de ces règlementations dépend de la rareté locale de la ressource en eau : au Texas, que vos rapporteurs ont visité, l'eau est rare, aussi tout prélèvement nécessite-t-il un permis ; en Ohio, vos rapporteurs ont constaté une plus grande abondance d'eaux de surface, d'où un seuil de 100 000 gallons (près de 400 000 litres) par jour. En Pennsylvanie, où les prélèvements dans la rivière Susquehanna ont été beaucoup critiqués63(*), l'Etat et les agences environnementales exigent de la part des opérateurs des études d'impact détaillées - avant et après les opérations de fracturation - des prélèvements et rejets d'eau, et imposent un permis, quel que soit le niveau de prélèvement.

Source : Resources for the future- The state of state shale gas regulation- mai 2013

Les opérateurs interrogés par vos rapporteurs leur ont indiqué que seuls environ 20 % de l'eau injectée pour la fracturation était récupérée, mais les forages profonds permettent également de remonter de l'eau saumâtre des aquifères profonds, impropre à la consommation, mais utilisable comme fluide de fracturation. C'est ainsi qu'au Texas, où l'eau est rare, les opérateurs sont en mesure de remonter davantage d'eau des forages qu'ils n'en injectent, et peuvent ainsi la recycler. Veolia est bien positionnée pour ce type d'activité.

b) La divulgation des additifs des fluides de fracturation

D'après RFF, si le champ d'application de la loi fédérale sur l'eau potable avait continué de s'étendre à la fracturation hydraulique, la révélation aux autorités de protection de l'environnement et/ou de la santé publique de la composition des fluides de fracturation aurait été obligatoire sur le territoire des États-Unis. Ces règles incombent désormais aux États.

15 États, dont les 5 principaux États producteurs d'hydrocarbures non conventionnels requièrent la divulgation de la composition du fluide de fracturation, avec des degrés de précision divers (par exemple quant aux proportions précises ou quant au mode d'élaboration du produit : son analyse chimique doit être révélée, mais pas nécessairement sa méthode de fabrication qui peut être couverte par un secret industriel).

3 États, parmi les plus peuplés du pays, sont en voie de se doter d'une telle réglementation : l'Illinois, la Californie (qui vient d'autoriser l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels mais dont le sous-sol très imperméable pose, semble-t-il, des problèmes techniques plus compliqués qu'ailleurs) et New-York (par ailleurs en moratoire).

13 États ne disposent pas de règlementation. On peut noter que ce sont souvent des États ayant peu ou pas d'activité dans ce domaine.

Source : Resources for the future- The state of state shale gas regulation- mai 2013

Parmi les additifs aux fluides de fracturation existent notamment des biocides destinés à éliminer les organismes vivants des liquides de forage. Sur ce point, il a été présenté à vos rapporteurs une technologie d'élimination des parasites grâce à un filtrage aux rayons ultraviolets, donc sans additif.

c) Le traitement des effluents de méthane

Le méthane (CH4) remonte des puits de gaz naturel, mais aussi des puits de pétrole en association avec ce dernier. Dans les puits de gaz, il a, par nature, vocation à être récupéré pour être vendu. En revanche, dans les puits de pétrole, c'est souvent un produit fatal plus difficilement commercialisable, il y a alors trois possibilités : le récupérer pour le stocker voire l'écouler, le libérer dans l'atmosphère (venting) ou le brûler (flaring). La libération dans l'atmosphère est la plus nocive en termes d'effet de serre.

5 États interdisent totalement la libération dans l'atmosphère : l'Utah, le Dakota du nord, le Dakota du sud, le Nebraska, la Louisiane et l'Ohio. Parmi ces États, 4 connaissent un intense mais également récent développement des hydrocarbures non conventionnels : les 3 États des grandes plaines du nord (bassin pétrolier du Bakken) et l'Ohio (que vos rapporteurs ont visité). On observe que les États sont d'autant plus restrictifs avec cette pratique que le développement de ces hydrocarbures est massif et récent. Les 5 principaux États producteurs connaissent soit des restrictions d'utilisation, soit des recommandations fortes de bonnes pratiques (discretionary standards). Réciproquement, les États où cette pratique est libre sont généralement peu ou pas producteurs d'hydrocarbures. Lorsque cette activité apparait, l'encadrement du « venting » tend à apparaître aussi, comme dans le Colorado où il est soumis à autorisation préalable alors qu'il était libre jusqu'en 2008.

En revanche aucun Etat n'interdit le brûlage, lequel permet d'éviter la libération dans l'atmosphère. C'est la solution privilégiée dans les États du bassin du Bakken (et autres petits bassins situés plus au sud), où cette pratique est libre. Les 5 principaux États producteurs encadrent cette pratique de la même manière que la libération dans l'atmosphère, pour favoriser autant que possible la récupération du gaz. 15 États au total restreignent le « flaring » et 11 le « venting ». À noter la situation particulière de l'Illinois (où se situe la ville de Chicago), où la libération dans l'atmosphère est libre mais le brûlage restreint : cela s'explique probablement par la faible activité de cet Etat qui est un des plus petits producteurs, car cette situation est incohérente et évoluerait probablement en cas de développement des forages.

Source : Resources for the future- The state of state shale gas regulation- mai 2013

Source : Resources for the future- The state of state shale gas regulation- mai 2013

d) Au-delà des règlements, une attention croissante portée à la protection de l'environnement

Selon un des responsables de l'organisation RFF, Alan Krupnick, les Américains apprécient les bienfaits économiques des hydrocarbures non conventionnels (sécurité d'approvisionnement, baisse des prix, emploi). Il y a, en particulier, chez l'administration et le peuple américains un fort attachement à l'idée d'indépendance énergétique, laquelle est en permanence recherchée. Mais ils restent néanmoins très conscients des risques, leurs inquiétudes se portant particulièrement sur l'eau (consommation d'eau « douce » et pollution des aquifères), les fuites de méthane, la pollution du sol et l'impact paysager. C'est pourquoi, même si le rôle de l'État fédéral paraît secondaire sur ces sujets (mis à part les prescriptions de l'agence de protection de l'environnement- EPA), ceux-ci sont au coeur des préoccupations des interlocuteurs que vos rapporteurs ont rencontrés ainsi que des administrations des États fédérés. Les industriels se savent sous surveillance sur ces questions et ne souhaitent pas risquer la remise en cause de leur activité, ce qui n'est pas une hypothèse d'école puisque certains États interdisent l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Selon Mr Andrew Place, directeur exécutif par intérim du Center for sustainable shale development à Pittsburgh les opérateurs ont intérêt à respecter les normes, même non contraignantes, de protection de l'environnement (de l'air, de l'eau, du sol et du sous-sol) car elles seraient globalement peu coûteuses (100 000 dollars par puits alors qu'un site de dix puits coûte 40 millions de dollars), et que surtout les coûts liés aux pollutions ou accidents sont sans commune mesure, dans un pays où les réparations financières en responsabilité civile atteignent des montants très élevés.

Vos rapporteurs ont pu être les témoins directs d'opérations de fracturation hydraulique sur un site exploité par Hess dans la petite ville de Cadiz, dans l'Ohio (gisement de gaz), et par Hunt dans la petite ville de Floresville au Texas (gisement de pétrole). Dans les deux cas, aucune atteinte à l'environnement n'a été constatée, même s'il faut bien sûr rester précautionneux sur ce qui peut être inféré d'un nombre de témoignages aussi réduit. La vie rurale autour de ces sites de quelques hectares chacun, continue de se dérouler normalement (habitations, forêts, cultures, élevage), même s'il est indéniable que ces opérations restent de nature industrielle et comportent les inconvénients inhérents à l'industrie (camions, moteurs bruyants, manipulations de matériels métalliques et chimiques...). La phase la plus active, le forage, dure désormais de quatre à huit semaines et il ne reste plus en place ensuite qu'une tête de puits autour de laquelle le terrain a été revégétalisé.

Vos rapporteurs ont été favorablement impressionnés par la finesse du contrôle des opérations (monitoring du forage) : les techniques à leur disposition permettent aux opérateurs de savoir très précisément et en temps réel ce qui se passe dans le sous-sol, à quel endroit précis, phase par phase. Des fibres optiques sont introduites dans les tubes de forage jusqu'au fond des puits sur plusieurs kilomètres. Elles permettent une visualisation des opérations et une remontée de données chiffrées qui peuvent être suivies sur écran. Mais elles permettent également un contrôle acoustique ; vos rapporteurs ont pu assister à une démonstration de passage du son dans ces fibres. Complétées par un contrôle microsismique, toutes les opérations sont suivies depuis le sol dans un camion de contrôle dédié à cette tâche, d'où il est possible à tout moment d'interrompre une action qui se passerait mal.

Image du « monitoring » d'un puits, document Halliburton

Camion de « monitoring » d'un forage (qu'on aperçoit derrière) de l'entreprise Hess

Dans l'Ohio, l'eau est abondante (nombreux étangs et lacs), et son utilisation comme fluide de fracturation ne pose pas de problème de pénurie. Au Texas, où l'eau est plus rare, Halliburton est en mesure de récupérer dans les aquifères profonds des eaux salines impropres à la consommation qui peuvent servir de fluide de fracturation.

Ainsi, les interlocuteurs de vos rapporteurs leur ont indiqué que les opérations de forage menées en 2012 avaient permis à l'entreprise de découvrir l'équivalent d'un gisement d'eau de 51 milliards de barils et que désormais, les puits à maturité produisaient davantage d'eau qu'ils n'en utilisent. Ainsi, alors qu'en 2011 Halliburton utilisaient 20 % d'eau recyclée (eau de flowback) et 80 % d'eau douce (fresh water, utilisable pour la potabilité), en 2012 l'entreprise a utilisé 100 % d'eau recyclée issue des forages. Ce recyclage permet d'éviter la recherche d'eau qui pourrait être propre à la consommation ou à l'agriculture, en économisant des transports par camion et économise également la réinjection en profondeur dans des puits de stockage. L'eau récupérée étant naturellement très saumâtre, elle permet aussi de ne pas ajouter de saumure au fluide de fracturation, ce sel étant utilisé pour stabiliser l'argile.

La préoccupation des exploitants d'économiser l'eau douce n'est pas d'abord environnementale, même si elle présente de ce point de vue un intérêt proche de celui de la fracturation sans eau. Elle est d'abord économique : l'économie réalisée, malgré la nécessité de retraiter cette eau avant de la réinjecter, est de 70 000 à 200 000 dollars par puits par rapport à l'usage d'eau douce64(*).

Sous la pression des règles locales et donc de leur intérêt bien compris, les opérateurs s'efforcent d'appliquer les meilleurs pratiques environnementales. Ainsi par exemple vos rapporteurs ont pu observer le liner qui protège tout le site de forage de Hess à Cadiz, permettant d'éviter l'infiltration de liquides nocifs dans le sol et une dépollution rapide dès que les opérations sont achevées.

Un séparateur (liner) étanche est disposé sur la surface des quelques hectares du site de forage. La cage jaune protège une tête de puits de gaz déjà forée attendant la mise en production d'un autre puits en cours de forage à quelques mètres.

Photo d'un sismographe de contrôle microsismique d'une opération de forage,
document Halliburton

L'impact paysager fait également l'objet d'attentions. On évite désormais la multiplication des forages sur un site, en concentrant les têtes de puits en un seul lieu de quelques hectares. On pallie la chute rapide de productivité des puits en forant plusieurs drains horizontaux (jusqu'à 16) à partir de la même tête de puits et du même drain vertical. Il est parfois évoqué que la rapide chute de productivité des puits fracturés nécessite de réaliser de très nombreux forages. Certains sites américains sont peut-être forés à outrance, mais il est possible d'agir différemment, les opérateurs rencontrés par vos rapporteurs leur ayant indiqué qu'un puits pouvait produire utilement sur une durée de trente à quarante ans.

Vos rapporteurs n'ont pas vu de paysages défigurés par la multiplication des puits, comme cela s'était produit lors du développement des forages verticaux classiques et dans les premiers temps du développement des hydrocarbures non conventionnels. Le long de leur parcours entre la Pennsylvanie et l'Ohio, et entre Houston, Austin et San Antonio au Texas, ils ont plutôt aperçus des puits épars, sur des exploitations agricoles qui malgré l'enrichissement considérable de leurs propriétaires grâce aux hydrocarbures prélevés dans leur sol, continuent de fonctionner normalement (comme sur la photo ci-dessous).

Tête de puits avec pompe à balancier dans un champ au Texas

C. LA FRACTURATION HYDRAULIQUE EST UNE TECHNIQUE ÉVOLUTIVE DONT L'USAGE DOIT ÊTRE ENCADRÉ PAR LA PUISSANCE PUBLIQUE

1. Une technique ancienne

La fracturation hydraulique n'est pas une invention récente : on mentionnera, par exemple, l'existence d'un Manuel de fracturation hydraulique65(*), publié en France en 1972, qui faisait déjà le constat suivant : « Depuis son introduction dans l'industrie pétrolière aux États-Unis en 1947, la stimulation des réservoirs par fracturation hydraulique a pris une importance sans cesse plus grande ».

Il s'agit d'une pratique ancienne, dont il a déjà été fait usage en France pour extraire des hydrocarbures, sans qu'aucun dommage à l'environnement n'ait été rapporté.

a) Une technique employée depuis 1947

La première fracturation hydraulique a été réalisée aux États-Unis à la fin des années 1940 (1947). Cette technique a aussi été utilisée en URSS, à partir de 1954.

Elle a donc été développée depuis 65 ans, avant la mise en place des premiers forages horizontaux. C'est une technique considérée par les industriels comme mature.

1,2 à 2 millions de fracturations ont été réalisées, rien qu'aux États-Unis. 50 000 puits sont fracturés par an à l'heure actuelle.

Plus d'un puits sur deux actuellement foré est l'objet de fracturation, quel que soit l'objet de ce puits (exploitation conventionnelle ou non conventionnelle d'hydrocarbures, adduction d'eau, géothermie).

Il s'agit donc d'une technique bien maîtrisée.

Aucun cas avéré de pollution des nappes phréatiques directement lié à la fracturation n'est pour le moment recensé, même s'il faut attendre l'issue de travaux en cours, prévue en 2014, de l'agence américaine de protection de l'environnement (EPA) pour connaître avec certitude la cause des incidents de pollution rencontrés aux États-Unis.

Les cas de pollution recensés sont beaucoup plus probablement la conséquence d'une gestion défectueuse de l'eau en surface ou de puits de mauvaise qualité.

Le forage horizontal est, quant à lui, développé depuis 35 ans, notamment avec l'exploitation de gisements en mer. Combiné à l'emploi de la fracturation hydraulique, il a permis de rentabiliser la production d'hydrocarbures auparavant considérés comme sans intérêt d'un point de vue économique.

b) Une technique déjà employée en France

La technique de la fracturation hydraulique a été utilisée de façon répétée en France au cours des dernières décennies, sans qu'aucun dommage n'ait été signalé. Elle aurait été utilisée à au moins 45 reprises.

D'après les informations recueillies auprès de divers opérateurs, cette technique a été employée depuis le milieu des années 1980 :

· 14 opérations de fracturation ont été réalisées sur le gisement de Chaunoy par la société Esso REP entre 1986 et 1987 ;

· 7 fracturations hydrauliques ont été réalisées entre 1988 et 1995, en Lorraine et dans les Cévennes, pour la recherche de gaz de houille ;

· 22 fracturations sont recensées entre 2004 et 2008, réalisées par la quasi-totalité des opérateurs pétroliers en France, majoritairement dans le Bassin parisien.

La fracturation hydraulique a notamment été utilisée dans le cadre de l'exploitation des hydrocarbures conventionnels, pour améliorer la productivité des puits.

Par la suite, elle a été utilisée 15 fois par la société Vermilion, entre 2002 et 2010.

· La fracturation a été utilisée 2 fois par Vermilion, en 2010, pour évaluer la productivité et l'efficacité de la stimulation de la roche-mère, sur le site de Champotran (Seine-et-Marne).

OPÉRATIONS DE FRACTURATION HYDRAULIQUE DE VERMILION EN FRANCE

Source : Vermilion

· La fracturation hydraulique a également été utilisée en 2007 sur le site de Franquevielle (Haute Garonne) dans un puits foré par la société Encana (permis de Foix). Le test réalisé a permis de trouver du gaz mais dans des conditions jugées non rentables.

Par ailleurs, GDF-Suez a indiqué à vos rapporteurs avoir pratiqué la fracturation hydraulique en Allemagne, depuis plus de 30 ans, dans des gisements de gaz compacts. Plusieurs opérations ont été réalisées en 2009, sous le village de Backemoor (à près de 4 000 m de profondeur) sans qu'aucun incident n'ait été signalé.

Vos rapporteurs se sont rendus sur le site de Champotran 29, où aucun dommage n'a été signalé à la suite des opérations de fracturation hydraulique réalisées par Vermilion. Ce puits continue de produire du pétrole non conventionnel (1 baril/jour). Il ne comporte qu'un seul drain. Ce puits est équipé d'une pompe à balancier classique. Vos rapporteurs ont été témoins d'une phase d'extraction de pétrole issu de ce forage.

VISITE DU SITE DE CHAMPOTRAN 29 (22 MAI 2013)

(pétrole de roche-mère extrait du puits Champotran 29

en présence de vos rapporteurs)

c) Une technique qui présente des similitudes et des différences avec celle employée en géothermie

La stimulation hydraulique est utilisée en géothermie profonde dans le cadre de la technologie dite EGS (Enhanced Geothermal System). Le principe général est le même que pour l'exploitation d'hydrocarbures. Il s'agit d'augmenter la perméabilité de la roche en la fissurant pour faire circuler l'eau nécessaire à la mise en place de la boucle géothermale.

La France compte aujourd'hui deux sites de production de géothermie haute température, à Bouillante (Guadeloupe) et Soultz-sous-Forêts (Alsace).

Le principe de la géothermie est le suivant : des eaux sont injectées puis extraites du sous-sol. La chaleur de ces eaux est récupérée soit pour la production d'électricité seule, soit pour la production simultanée d'électricité et de chaleur (cogénération), soit uniquement pour l'alimentation en chaleur.

SCHÉMA DU SITE DE GÉOTHERMIE PROFONDE DE SOULTZ-SOUS-FORÊTS

 

 

4 - En surface, transformation par l'intermédiaire d'un échangeur thermique (a) de l'eau chaude du circuit primaire (b) en vapeur dans le circuit secondaire (c) pour entraîner une turbine (d) qui produit de l'électricité (e)

Source : BRGM-Ademe

D'après les éléments recueillis, d'une part, auprès du BRGM et, d'autre part, lors de la Table ronde sur l'avenir de la production d'électricité par géothermie en France, organisée par les commissions du développement durable et des affaires économiques du Sénat (26 février 2013), les principales différences entre la fracturation en géothermie et pour l'extraction d'hydrocarbures sont les suivantes :

- En géothermie, le procédé utilisé est dit de « stimulation hydraulique », plutôt que de « fracturation hydraulique ». On parle aussi d' « hydro-shearing » plutôt que d' « hydro-fracturing ». Ce procédé s'applique à un milieu naturellement déjà très fracturé, dit semi-perméable avec présence d'un fluide de formation. Il vise à activer une circulation d'eau qui existe déjà, par cisaillement le long des discontinuités existantes. Il n'y a pas de modification, à l'échelle du réservoir géothermique des chemins d'écoulement et de sa perméabilité globale. À l'opposé, les opérations de fracturation hydraulique ne visent pas seulement à activer un réseau existant mais aussi à créer un réseau de chemins de circulation / récupération qui n'existent pas naturellement, dans un milieu sans fluide de formation initial.

- Les agents de soutènement sont inutiles, de même, par conséquent, qu'un certain nombre d'additifs utilisés pour l'exploitation d'hydrocarbures afin de permettre le transport de ces agents de soutènement. Seuls des agents acidifiants sont nécessaires. Les techniques utilisées sont très semblables à celles employées pour les forages d'eau. Le fluide utilisé peut être de l'eau douce ou le fluide de formation lui-même. Après relâchement de la pression de stimulation, la perméabilité reste augmentée sans qu'il soit nécessaire d'utiliser des agents de soutènement. Le fluide de stimulation n'est pas récupéré et se trouve intégré au fluide de formation auquel il est assimilable.

Néanmoins certaines problématiques sont semblables à celles rencontrées dans le domaine pétrolier et gazier :

- L'absence de pollution dépend beaucoup de la qualité de forage : tout forage quel qu'il soit peut mettre en communication des nappes qui n'ont pas vocation à l'être, s'il est mal réalisé, et devenir source d'une pollution de l'eau potable ;

- Le risque sismique est le principal en géothermie. Ainsi, le 8 décembre 2006, des travaux menés dans la région de Bâle ont provoqué une secousse sismique d'une magnitude de 3,4 sur l'échelle de Richter, à la suite d'une opération d'injection d'eau à haute pression dans la roche. À Soultz-sous-Forêts, un séisme de 2,9 sur l'échelle de Richter a été ressenti.

On notera, d'après un article paru dans la Recherche66(*), que la création de failles dans une roche sèche était bien la vocation initiale du système EGS :

« Avec le système EGS, pas besoin d'eau souterraine, la chaleur du sous-sol suffit. Le principe est de créer un circuit fermé. L'eau est injectée depuis la surface, circule en sous-sol où elle se réchauffe au contact des roches, puis est récupérée par un autre puits grâce à une pompe. Avantage supplémentaire, l'injection d'eau sous une pression de 100 bars permet de fracturer les roches dures, telles celles que l'on pensait présentes à Soultz, et d'ouvrir des failles. Cette « stimulation hydraulique » occasionne une bien meilleure circulation souterraine de l'eau ».

C'est la réalité du terrain de Soultz-sous-Forêts qui a conduit à modifier les plans initiaux, le sous-sol n'étant ni sec, ni constitué de roches dures. Ce fut en fait une surprise de constater que les roches étaient déjà très fracturées et que l'eau y circulait donc facilement.

Par ailleurs, d'après le même article de la revue La Recherche, la stimulation hydraulique s'accompagne d'une stimulation chimique :

« À Soultz, on a donc désormais recours à une autre stimulation, cette fois-ci chimique. Les fissures sont ouvertes en injectant soit de l'acide chlorhydrique, soit un mélange d'acides organiques ou d'autres mixtures dont la composition est tenue secrète par les pétroliers qui les vendent. Les essais réalisés dans les différents puits montrent évidemment que la stimulation est d'autant plus efficace que le puits est initialement improductif. Mais ils indiquent aussi que l'efficacité des stimulations diffère suivant la nature des roches et leur degré de fracturation. La production du puits n° 2, dont l'eau peinait à ressortir, a été multipliée par 40 par stimulation hydraulique et par 50 en ajoutant une stimulation chimique par acide chlorhydrique. Le puits n° 3 n'a vu son efficacité qu'à peine doublée, malgré une stimulation hydraulique, puis chimique avec de l'acide chlorhydrique et différents essais de mélanges.» (même source)

2. La technique de fracturation hydraulique évolue pour mieux protéger l'environnement

Tous les industriels auditionnés par vos rapporteurs se sont faits l'écho des progrès réalisés récemment pour réduire les impacts de la fracturation hydraulique.

a) Additifs

Les industriels tendent à réduire le nombre, la quantité et la toxicité des additifs.

Lors de son audition récente au Sénat, le ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie a reconnu que ces additifs étaient « moins nombreux qu'on ne le dit »67(*).

Des avancées significatives ont en effet été réalisées depuis trois ans.

Mais les produits de substitution ont un coût qui constitue un frein à leur commercialisation.

Les nouvelles technologies développées visent à utiliser des produits moins polluants, provenant par exemple de l'industrie alimentaire, comme la gomme de guar.

D'après l'audition de M. Pascal Rémy, président de la société française SNF Floerger68(*), la fracturation peut se concevoir uniquement avec des produits non toxiques, ou peu toxiques car utilisés à faible dosage, comme dans les produits ménagers (schéma ci-dessous). Les produits indispensables au procédé de fracturation sont tous non toxiques. Il s'agit de sable (naturel ou non), de polyacrylamides (PAM) et/ou de produits tels que la gomme guar, d'usage alimentaire.

FRACTURATION HYDRAULIQUE : QUELS SONT LES ADDITIFS RÉELLEMENT INDISPENSABLES ?

Source : SNF Floerger

Le fluide de fracturation peut être obtenu directement à partir de poudre, sans ajout d'hydrocarbures. Ainsi, en 2012, Halliburton a évité, grâce à ce système, l'emploi de 113 000 m3 de distilat d'hydrocarbures correspondant à 5 400 transports par camions.

Les autres produits - biocides, surfactant, acides, inhibiteurs de corrosion et de dépôt - ne sont pas indispensables. Ils permettent toutefois de préserver les équipements et d'optimiser la fracturation. Par conséquent, leur suppression a un impact économique. Certains de ces produits peuvent être remplacés par des substituts non toxiques. Les biocides peuvent, par exemple, être remplacés par un traitement UV. En 2012, Halliburton a ainsi évité l'emploi de 492 m3 de biocides.

Les industriels tendent par ailleurs à rendre publique la composition de leurs fluides de fracturation, à défaut de leur formulation exacte, considérée comme relevant parfois du secret industriel. Le site internet d'information FracFocus est, aux États-Unis, le principal outil de cette transparence.

UN EXEMPLE DE FLUIDE DE FRACTURATION PROPRE :
CLEANSTIM D'HALLIBURTON

CleanStim est un fluide de fracturation composé intégralement de produits provenant de l'industrie alimentaire. Il n'est utilisé à ce jour que sur 32 puits.

En effet, il représente un surcoût par rapport aux techniques traditionnelles, ce qui limite son utilisation.

Source : Halliburton

Au total, si les additifs toxiques sont aussi utilisés dans les produits ménagers (voir supra III. A.) ou en géothermie (voir ci-dessus), des additifs non toxiques, de type alimentaire, peuvent aussi être utilisés.

Ainsi, des solutions existent ; mais elles sont coûteuses et impliquent un effort de l'industrie.

b) Qualité des puits et des installations au sol

La sûreté du forage repose sur l'intégrité et donc la qualité des puits, afin d'éviter des fuites accidentelles de fluides de fracturation et d'hydrocarbures.

Rappelons que l'activité de forage est ancienne en France. Depuis 70 ans, plus de 6 000 puits d'hydrocarbures y ont été forés. Cette expérience a permis à notre pays de se doter de lois et règlements encadrant tant l'octroi des permis, la durée des concessions que les conditions de travail et la protection de l'environnement.

La pose de cuvelages en acier concentriques et la cimentation des espaces interstitiels permettent de créer plusieurs barrières étanches. Des contrôles de la cimentation et de la corrosion des forages permettent d'assurer la protection des nappes phréatiques.

L'INTÉGRITÉ DES PUITS DE FORAGE

Source : GEP-AFTP

Les puits d'hydrocarbures non conventionnels sont forés et exploités selon les mêmes principes que les autres puits (hydrocarbures conventionnels, eau, géothermie). Les opérations s'effectuent par phases successives. Lors de chacune de ces phases, un tubage est descendu et cimenté ; un contrôle qualité garantissant l'intégrité du tubage et du ciment est obligatoire. Le puits est conçu de manière à l'isoler des formations géologiques environnantes. Les phases en surface visent à protéger les nappes phréatiques.

Par ailleurs, afin d'éviter les fuites en surface, une membrane de protection du sol de la zone de forage doit être installée pour éviter tout déversement d'eau contaminée.

c) Gestion de l'eau
(1) La quantité d'eau

Lors d'un forage d'exploration, 1 000 à 2 000 m3 d'eau sont nécessaires pour évaluer le potentiel de production d'un puits.

La stimulation d'un puits requiert 10 000 à 20 000 m3 d'eau, ce qui représenterait 12 jours d'arrosage d'un terrain de golf. À titre de comparaison, l'extraction minière du charbon demande 2 à 4 fois plus d'eau par unité d'énergie.

Aucun apport d'eau n'est nécessaire pendant la période de production (au moins 10 ans).

Le prélèvement d'eau doit être encadré localement, afin d'éviter les conflits d'usage. Les dates de ce prélèvement peuvent être réglementées. En outre, l'eau prélevée n'est pas nécessairement potable (utilisation d'eau issue d'un aquifère profond non potable, d'eau de mer, d'eau usée traitée...). La réutilisation de l'eau produite pour réaliser de nouvelles fracturations est aujourd'hui privilégiée aux États-Unis : elle permet de limiter la consommation et le transport d'eau. Dans le Marcellus, par exemple la totalité de l'eau dite de « flowback » (remontée à la surface) est réutilisée pour les activités de forage et de stimulation.

D'après le GEP-AFTP, le volume disponible pour la réutilisation est d'environ 30 % à 50 % du volume initialement utilisé pour la fracturation. Cette proportion est très variable selon les sites. En outre, si 30 % de l'eau ressort, en moyenne, au cours des six premières semaines, 30 % supplémentaire remonteront au cours de la durée de vie du puits. Au final, un tiers de l'eau est perdu définitivement en profondeur, dans une zone sans risque pour l'environnement.

Par ailleurs les progrès techniques réalisés permettent d'optimiser le placement des fracturations et ainsi de minimiser la quantité d'eau nécessaire pour la récupération d'une quantité donnée d'hydrocarbures (voir infra, l'optimisation du processus productif).

(2) Le traitement de l'eau

Le traitement des eaux de production de l'industrie pétrolière et gazière, y compris s'agissant des hydrocarbures de roche-mère, est une compétence maîtrisée par les industriels spécialistes de ce secteur. Cette compétence est ancienne, liée au fait que pour un baril d'huile produit, l'industrie pétrolière produit 4 barils d'eau qui sont traités et recyclés. L'eau issue des opérations est de qualité variable en fonction des formations. Les technologies de traitement sont connues et similaires à celles utilisées en traitement d'eaux industrielles :

· Prétraitement (séparation par décantation ou flottation) et filtration ;

· Élimination des sels : techniques membranaires ou d'évaporation et concentration.

En fonction de la destination des eaux produites (utilisation pour d'autres opérations de stimulation, rejet vers le milieu naturel), des solutions de traitement différentes peuvent être mises en place.

La mobilisation éventuelle de métaux lourds au sein de la roche doit faire l'objet d'une attention particulière. Une bonne connaissance de la roche ciblée est indispensable. Des travaux de recherche existent en vue de limiter les échanges entre la roche et le fluide de fracturation (Total).

(3) La protection des nappes phréatiques

Pour ce qui est de la protection des nappes phréatiques, il convient de rappeler que la fracturation hydraulique est réalisée généralement à plusieurs milliers de mètres sous les nappes phréatiques. Il n'a jamais été avéré que la fracturation hydraulique ait été directement cause d'une pollution de ces nappes (car les fissures n'excèdent pas quelques dizaines de mètres et se forment horizontalement). En revanche une mauvaise cimentation du puits ou un déversement en surface peuvent causer des dommages.

La pratique consistant à réinjecter des eaux usées à faible profondeur, qui a été à l'origine de dégâts environnementaux, attribués ensuite à tort à la fracturation hydraulique, est à proscrire.

Aux États-Unis, il est de plus en plus admis que la récupération de l'eau issue des opérations de fracturation hydraulique est économiquement plus rentable que sa réinjection.

Préalablement aux opérations, une bonne connaissance des réseaux hydrogéologiques du sous-sol est indispensable.

Pendant les opérations, les techniques de micro-sismique permettent de mesurer l'extension des fractures en temps réel (voir supra III.B.). Un suivi continu des nappes phréatiques peut être réalisé. L'établissement d'un « état zéro » des aquifères et un suivi pendant toutes les phases permettent de s'assurer qu'il n'y a pas de contamination.

d) Contrôle de la sismicité

Les opérations de forage et de fracturation hydraulique induisent des événements micro-sismiques dont la magnitude est faible, généralement de 1 à 2 sur l'échelle de Richter. Exceptionnellement, si des failles non préalablement décelées sont activées, l'événement peut atteindre une magnitude de 3 qui équivaut aux vibrations d'un camion. Aucun accident majeur n'a été recensé en plus de cinquante ans.

Les incidents relevés dans la région de Blackpool le 1er avril 2011 (magnitude 2,3) puis le 27 mai 2011 (magnitude 1,5) n'ont causé aucun dégât. Ils ont été attribués à la sollicitation d'une mini-faille géologique proche qui n'avait pas été détectée. À ce niveau un séisme est considéré comme très mineur, généralement non ressenti. Par comparaison, l'incident relevé dans la région de Bâle en 2006, à la suite d'une opération de fracturation hydraulique réalisée dans un forage de géothermie, était un événement de magnitude 3,4 sur l'échelle de Richter (ce qui correspond encore à un niveau jugé mineur c'est-à-dire souvent ressenti mais causant peu de dommages)69(*).

D'autres activités humaines (mines, construction de barrages) ont entraîné, par le passé, des événements sismiques.

Néanmoins il est indispensable de tirer des leçons des incidents relevés dans la région de Blackpool. Ceux-ci démontrent qu'avant de procéder à la fracturation hydraulique il est nécessaire :

- d'une part, comme déjà mentionné plus haut, d'avoir une très bonne connaissance de la roche ciblée : cette connaissance permettra aussi d'évaluer si des métaux lourds, et notamment des éléments radioactifs, sont susceptibles d'être mobilisés vers la surface ;

- d'autre part, comme évoqué aussi plus haut mais pour d'autres raisons, de mettre en place un dispositif de suivi et de contrôle en temps réel du processus de fracturation hydraulique, grâce à l'usage de technologies de micro-sismique : ce suivi présente, plus généralement, l'avantage de permettre une optimisation du processus productif (voir ci-après).

e) Maîtrise de l'empreinte au sol

Par rapport à l'exploitation d'hydrocarbures conventionnels, l'empreinte au sol est accrue pour deux raisons :

· Malgré l'utilisation de méthodes de stimulation, un puits dans la roche-mère est par nature moins productif qu'un puits conventionnel. Il faut donc forer davantage de puits afin d'accroître la surface en contact avec le réservoir, pour rentabiliser l'exploitation ;

· L'emploi de la fracturation hydraulique nécessite le transport et le stockage voire le retraitement sur place de l'ensemble des composants nécessaires aux opérations, notamment l'eau.

Dans le cas particulier des États-Unis, le grand nombre de forages est lié au droit minier américain, qui donne un droit sur le sous-sol au propriétaire de la surface.

Néanmoins, les nuisances sont concentrées pendant les phases de forage et de fracturation, c'est-à-dire au début de la vie du puits, la phase d'exploitation étant par nature beaucoup plus discrète.

Les opérations de fracturation sont, en principe, réalisées une fois pour toutes en début de vie du puits. Elles durent quelques semaines.

Pour réduire l'empreinte au sol, deux solutions sont mises en oeuvre :

· Regrouper les puits en grappes (« clusters »), comme précédemment mentionné. Un cluster (grappe) peut regrouper 15 à 30 puits sur une superficie de 2 à 3 ha (pad). La distance entre deux clusters est de 5 à 10 km. Par ailleurs, chaque tête de puits peut regrouper plusieurs drains horizontaux.

· Remplacer les camionnages par un réseau de canalisations, ce qui est de plus en plus pratiqué aux États-Unis.

En phase de forage, le mât de l'appareil de forage s'élève à 30-35 mètres (à comparer avec des éoliennes : 50 à 80 m). Toutefois ce mât (derrick) est temporaire. Une superficie de 100 m x 100 m (1,5 terrain de football) est considérée comme suffisante pour accueillir l'appareil de forage (rig) et les équipements de fracturation. Cette empreinte peut être réduite (rig compact, citernes verticales).

Chaque puits nécessite 15 à 20 jours de forage puis environ une semaine pour les opérations de fracturation (5 à 10 phases de fracturations durant chacune quelques heures).

Pour un cluster de 10 puits, la durée des nuisances peut donc être estimée à environ un an.

Par la suite, en phase d'exploitation, l'empreinte au sol est très réduite. Seule la tête de puits (d'une hauteur d'environ 1,20 m) demeure visible en surface. Pour un cluster de 10 puits, il restera donc 10 têtes de puits débitant des hydrocarbures.

PUITS EN GRAPPE (CLUSTER) (EN PHASE D'EXPLOITATION)

Source : Total

Par ailleurs, il est possible d'obliger les exploitants à re-végétaliser les sites, à l'issue de l'exploitation. Ces sites ont en principe été protégés de la pollution par un séparateur (liner), comme vos rapporteurs l'ont observé au cours de plusieurs déplacements.

EXEMPLE DE SÉPARATEUR PROTÉGEANT LES SOLS DE LA POLLUTION

(Photo prise en Pologne lors de la visite du site de Kock)

f) Optimisation du processus productif

Le processus de fracturation hydraulique décrit ci-dessus peut être optimisé pour réduire les inconvénients subis. La production est en effet accrue, tout en utilisant moins d'eau, de sable et d'additifs.

Il s'agit d'améliorer :

· le placement des fissures, afin de privilégier les emplacements les plus productifs ;

· leur densité, pour augmenter le nombre de drains présents dans la roche, plutôt que d'accroître leur étendue ;

· les modalités de la fracturation, dans le but de rendre l'ensemble du processus plus efficient.

Schlumberger met, par exemple, en oeuvre un procédé appelé HiWay, qui requiert 40 % moins de sable et jusqu'à 60 % moins d'eau qu'une fracturation classique. Ce procédé consiste à agréger les particules solides servant au soutènement des fissures, afin d'ouvrir des canaux par lesquels s'écoulent le pétrole et le gaz.

HIWAY : EXEMPLE D'UNE NOUVELLE TECHNOLOGIE
DE FRACTURATION HYDRAULIQUE

Source : Schlumberger

3. L'usage de la technique de fracturation hydraulique doit être strictement réglementé et contrôlé par la puissance publique

Afin de répondre aux enjeux environnementaux que soulèvent l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures de roches-mères, il est souhaitable de mettre en place une réglementation spécifique, dans un cadre transparent, privilégiant la concertation avec la population.

Cette réglementation ne doit pas être sous-dimensionnée en raison de ses coûts. Elle doit, en revanche, être adaptée à la problématique spécifique aux hydrocarbures de roches-mères.

a) Des « règles d'or »

Toute activité industrielle engendre des risques justifiant l'application d'une réglementation et le contrôle de son respect. L'exploration et l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère ne font pas exception à ce principe.

L'Agence internationale de l'énergie estime que les problèmes environnementaux liés à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels sont gérables, à condition de respecter un certain nombre de « règles d'or »70(*).

La mise en oeuvre de ces règles implique un effort important de l'industrie (contrôle et maîtrise des procédés) et des gouvernements (réglementation et contrôle des activités).

L'encadré ci-après énumère les principaux objectifs qui devraient être traités par une réglementation encadrant ce secteur d'activité.

RÉGLEMENTATION DE L'EXPLORATION ET DE L'EXPLOITATION DES HYDROCARBURES DE ROCHES-MÈRES : PRINCIPAUX POINTS D'INTÉRÊT

Chacun des points énumérés ci-après doit faire l'objet d'une réglementation et d'un contrôle par la puissance publique.

- Transparence et concertation

Toute opération en vue de l'exploration ou de l'exploitation d'hydrocarbures non conventionnels fait l'objet d'une concertation préalable avec la population.

Une liste d'indicateurs clefs, assortis de valeurs de référence (« états zéros »), est établie. Ces indicateurs sont l'objet d'un suivi continu pendant le déroulement des opérations.

Les données opérationnelles relatives à l'eau (volumes, retraitement), aux additifs (composition, volumes), aux émissions de gaz à effet de serre sont publiées.

Les nuisances subies en surface sont, autant que possible, réduites pour les riverains. Ceux-ci bénéficient par ailleurs de retombées économiques de l'opération.

-  Choix des sites de forage

Les puits sont localisés de manière à minimiser l'impact sur les communautés locales, les activités existantes, le patrimoine et l'environnement.

Les puits sont localisés après des études géologiques appropriées, évaluant le risque de présence de failles sismiques, celui d'une possible migration des fluides au sein de la roche ou d'une mobilisation vers la surface de certains composants.

Le déroulement de la fracturation hydraulique est suivi en temps réel afin de vérifier que les fissures restent confinées autour du puits.

- Étanchéité des puits et prévention des fuites

L'intégrité des puits est strictement réglementée et contrôlée, en particulier eu égard à la présence de nappes phréatiques.

L'après-exploitation fait l'objet de mesures de prévention et de contrôle particulières.

Aucune opération de fracturation ne peut être réalisée à proximité des ressources en eau (fixation d'une distance minimale).

Des mesures de prévention, de contrôle et de retraitement doivent être prises afin d'éviter toute fuite ou déversement de fluides usagés en surface.

- Traitement de l'eau

L'usage d'eau potable est autant que possible réduit. Sa réutilisation pour d'autres opérations de fracturation est privilégiée.

L'utilisation d'additifs est réduite au minimum ; l'usage d'alternatives neutres d'un point de vue environnemental est privilégié.

Dans cet objectif, une liste positive de produits non toxiques autorisés est établie, privilégiant les produits d'usage alimentaire ou courant. Cette liste peut être complétée par une liste restrictive d'additifs facultatifs éventuellement utilisables, à condition que leur utilité soit dûment justifiée.

La composition des additifs est publiée.

Ce processus est suivi et contrôlé par une autorité publique indépendante.

- Émissions de gaz à effet de serre

Le torchage, c'est-à-dire le brulage par des torchères des émissions de gaz, est minimisé.

Les émissions sont contrôlées et réduites dans toutes leurs composantes, y compris les fuites de méthane éventuellement associées à la production.

Réalisation d'économies d'échelle

Des économies d'échelle sont recherchées dans le développement des infrastructures au niveau local, afin de réduire les impacts environnementaux.

Sont pris en compte les effets cumulatifs, au niveau régional, de forages multiples notamment sur l'eau, les sols, la circulation etc.

Paysages

Les puits sont autant que possible regroupés en pads.

Les sols sont protégés de la pollution et les sites sont re-végétalisés dès que possible après la phase de forage.

(D'après AIE)

La réglementation des pratiques pose aujourd'hui davantage des questions de coût que de principe. Son coût serait susceptible d'affecter la rentabilité économique de l'exploitation. En revanche, la France dispose déjà d'une administration capable de contrôler la mise en oeuvre de ces prescriptions. Le réseau des DREAL est en mesure d'effectuer ces contrôles.

b) L'exemple du projet de loi allemand

L'Allemagne envisage de s'engager sur la voie de la réglementation, plutôt que sur celle de l'interdiction.

Dans le projet de loi allemand à l'étude, il s'agit de réglementer les conditions de recours à la fracturation hydraulique, en fonction des enjeux environnementaux identifiés. Cette réglementation vise les forages profonds recourant à la fracturation hydraulique, y compris pour les projets géothermiques. Elle met l'accent sur la protection des ressources en eau, susceptible de justifier l'interdiction de la fracturation hydraulique à proximité de celles-ci ou si un risque est avéré.

Le projet de loi introduit les nouvelles dispositions suivantes :

· L'obligation d'associer les agences de l'eau - au même titre que les autorités minières - aux procédures de délivrance des permis pour les projets recourant à la fracturation hydraulique ;

· L'interdiction de la fracturation hydraulique dans les zones de protection des eaux potables ;

· La possibilité d'interdire la fracturation hydraulique également dans des zones non protégées s'il est prouvé que le forage peut engendrer des risques de fuites de substances nocives vers des zones de protection des eaux ;

· L'obligation de mener une étude d'impact pour l'ensemble des projets recourant à la fracturation hydraulique.

c) Un cadre européen à définir

Le Conseil européen du 22 mai 2013 a exprimé l'engagement de l'Union européenne en faveur du développement de ses ressources énergétiques autochtones :

« Il demeure essentiel de continuer à renforcer la diversification de l'approvisionnement énergétique de l'Europe et de développer les ressources énergétiques autochtones afin d'assurer la sécurité de l'approvisionnement, de réduire la dépendance énergétique de l'UE vis-à-vis de l'extérieur et de stimuler la croissance économique. À cette fin (...) la Commission a l'intention d'examiner la question d'un recours plus systématique aux sources d'énergie autochtones sur terre et en mer, en vue de leur exploitation sûre, durable et efficace au regard des coûts, tout en respectant les choix des États membres en matière de bouquet énergétique. »71(*)

Le Conseil a donc mandaté la Commission pour examiner à quelles conditions une exploitation sûre des ressources fossiles européennes était possible. Lors d'une réunion des ministres européens de l'environnement le 16 juillet 2013 en Lituanie, le Commissaire européen à l'environnement, Janez Potoènik, a confirmé que l'Union européenne n'interdirait pas la fracturation hydraulique. Il a indiqué que la Commission européenne avait l'intention de présenter des propositions avant la fin de l'année 2013 pour créer les conditions d'une exploitation sûre et sécurisée des hydrocarbures non conventionnels.

Une proposition de directive devrait donc être présentée avant la fin de l'année. Cette proposition viserait à offrir à la population « le même niveau de protection contre les risques de la fracturation hydraulique que contre ceux d'autres types d'extraction de ressources »72(*). Elle devrait fixer des règles pour gérer les risques d'évacuation des gaz à effet de serre et de leur combustion en torchère, de perturbations sismiques, de contamination des eaux souterraines et de gestion de l'approvisionnement et des réserves en eau, de conséquences sur la qualité de l'air et les émissions de bruit, de problèmes d'infrastructures provoqués par les activités de l'industrie lourde.

Vos rapporteurs appellent de leurs voeux la mise en place d'un tel cadre européen.

Par ailleurs, ils souhaitent que des travaux de recherche sur les hydrocarbures de roche-mère, incluant la recherche sur la fracturation hydraulique et sur les techniques alternatives, puissent également s'effectuer dans un cadre européen.

On le voit, la fracturation hydraulique peut être améliorée et encadrée. Il existe un important retour d'expérience au niveau mondial, car cette technique est la plus connue et la plus pratiquée non seulement pour l'extraction des hydrocarbures de roche-mère mais aussi pour d'autres usages.

Au terme de leur étude, vos rapporteurs considèrent que la fracturation hydraulique reste la technique la plus efficace et la mieux maîtrisée pour extraire les hydrocarbures non conventionnels, et que des solutions existent pour le faire avec un impact acceptable sur l'environnement, à condition de mettre en place une réglementation et un contrôle publics.

Il n'en demeure pas moins que plusieurs des pistes alternatives précédemment évoquées méritent d'être explorées et justifient, par conséquent, un effort de recherche.

IV. UNE PRIORITÉ : L'ÉVALUATION DES RESSOURCES NATIONALES, PRÉALABLE INDISPENSABLE À TOUTE ESTIMATION D'IMPACT ÉCONOMIQUE

La question des « gaz de schiste » est venue dans le débat public en France avec la publication par l'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA73(*)), en avril 2011, de chiffres tendant à démontrer que la France métropolitaine serait l'un des pays les mieux doté d'Europe. Bien que ces chiffres aient été, depuis lors, révisés à la baisse (voir ci-après), ils font état de ressources importantes.

À la différence de la France, plusieurs pays ont décidé de procéder à des estimations nationales de leurs ressources, afin de préciser les informations publiées aux États-Unis, notamment la Chine, la Pologne, le Canada, l'Australie, le Royaume-Uni et l'Argentine.

La décision de mener des travaux d'exploration paraît rationnelle. Elle est fondée sur la volonté de connaître le patrimoine national, ce qui est nécessaire à l'estimation de l'impact économique d'une éventuelle exploitation, ou d'un report de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels. En effet, à l'inverse, « est-il raisonnable d'ignorer le montant de son compte en banque ? »74(*).

A. DES RESSOURCES TRÈS MAL CONNUES

Les estimations de l'agence américaine EIA pour le monde et, en particulier, pour la France, sont des estimations sommaires. Seuls les bassins des États-Unis sont suffisamment bien connus pour faire l'objet d'évaluations crédibles, en raison des nombreux travaux d'exploration et d'exploitation qui y ont été réalisés.

Ces estimations étant les seules disponibles, elles seront néanmoins analysées ci-après.

1. Des ressources mondiales présumées plutôt que démontrées
a) Les estimations existantes

Les premières évaluations concernant les gaz non conventionnels au niveau mondial remontent à 1997 (Hans-Holger Rogner75(*)). Ces estimations ont été révisées à la hausse par les sources les plus récentes, qui sont américaines. Ce sont les chiffres publiés par l'Institut géologique américain (USGS76(*)) et l'agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) du Département pour l'énergie (DOE) des États-Unis.

En synthétisant l'ensemble des connaissances existantes, l'Agence internationale de l'énergie (AIE)77(*) estime que le gaz non conventionnel comptera pour près de la moitié de l'augmentation de la production de gaz mondiale jusqu'en 2035, cette augmentation venant pour majeure partie de la Chine, des États-Unis et de l'Australie. Elle juge, par ailleurs, que les ressources en huiles de schiste seraient un peu moins conséquentes que les ressources en gaz mais que l'augmentation de la production mondiale de pétrole d'ici 2035 sera néanmoins entièrement attribuable au pétrole non conventionnel.

À la suite de sa première publication, en avril 201178(*), L'EIA a affiné ses estimations dans le cadre d'une nouvelle publication, datée de juin 201379(*). Cette nouvelle publication intègre un plus grand nombre de données, mettant à jour les résultats par bassins publiés en 2011. Elle prend en compte les résultats de premiers travaux d'exploration menés en Argentine, en Chine, au Mexique et en Pologne. Par ailleurs, elle s'étend à un plus grand nombre de pays - 41 plutôt que 32 - et de bassins - 95 plutôt que 48 (hors États-Unis). Enfin, elle intègre des estimations de ressources en pétrole de roche-mère.

L'estimation des ressources mondiales en gaz de roche-mère est réévaluée de 10 % par rapport à ce qui avait été publié en 2011.

En 2013, l'EIA estime que 32 % des ressources techniquement récupérables en gaz naturel dans le monde sont non conventionnelles, de même que 10 % des ressources en pétrole.

Quelles que soient les incertitudes, il est donc acquis que les ressources au niveau mondial sont très importantes.

CARTE DES BASSINS D'HYDROCARBURES DE ROCHE-MÈRE (MAI 2013)

Source : EIA

En rouge : Bassins pour lesquels l'EIA a produit une estimation chiffrée

En beige : Bassins pour lesquels l'EIA n'a pas produit d'estimation chiffrée

RESSOURCES TECHNIQUEMENT RÉCUPÉRABLES EN HYDROCARBURES DE ROCHE-MÈRE

 

Ressources techniquement récupérables de gaz (en milliards de m3)

Ressources techniquement récupérables de pétrole (en milliards de barils)

États-Unis

32 800

48

Chine

31 500

32

Argentine

22 700

27

Algérie

20 000

6

Canada

16 200

9

Mexique

15 400

13

Australie

12 400

18

Russie

8 100

75

Pologne

4 200

3

France

3 900

5

Total 41 pays + États-Unis

206 600

345

Source : EIA (juin 2013)

b) Des incertitudes fortes

Les estimations de l'EIA ont été établies par un consultant extérieur, Advanced Resources International (ARI), qui est une entreprise dédiée à la fourniture de services de consultation et de recherche dans les domaines des hydrocarbures non conventionnels et de la séquestration du CO2, à l'intention d'organismes publics américains, de compagnies gazières et pétrolières et d'autres entreprises du secteur de l'énergie.

Les estimations publiées par l'EIA se fondent sur des informations publiques. Il s'agit de littérature technique et de données publiées par les entreprises. Elles se fondent aussi sur de précédents travaux non confidentiels d'ARI.

Quelques précisions doivent être apportées sur le champ exact de ces estimations :

· Elles portent sur les ressources techniquement récupérables, étant considéré que celles-ci représentent généralement 20 à 30 % des ressources en place.

· Elles n'intègrent pas de variables économiques (coûts de production, prix du gaz) et ne portent donc pas sur les réserves.

· Elles ne prennent pas en compte de données de surface (urbanisation des bassins, régime de propriété des sols et sous-sols, disponibilité d'eau pour la fracturation...).

· Elles n'incluent ni le pétrole et le gaz dits de réservoirs compacts, ni le gaz de houille, ni les hydrocarbures de roche-mère offshore.

Les données publiées par l'EIA sont des estimations sommaires réalisées par extrapolation de données de teneur en hydrocarbures issues de quelques sondages à l'ensemble de la superficie des bassins supposés, sans tenir compte de leur variabilité géologique. Les auteurs de ces estimations sont eux-mêmes très circonspects sur la portée de ce travail, qualifié, en avril 2011, de « premiers pas vers des évaluations à venir plus exhaustives des ressources en gaz de roche-mère ».

Ce qui paraît acquis, c'est que les hydrocarbures non conventionnels sont largement répandus dans le monde et qu'ils sont plus également répartis entre les pays que les ressources conventionnelles.

Cette observation contredit les affirmations pessimistes sur la fin du pétrole (peak oil). La révolution n'est donc pas qu'énergétique. Elle a des conséquences géostratégiques car ces ressources, très présentes aux États-Unis, en Chine et en Europe, peuvent diminuer la dépendance aux fournisseurs traditionnels d'hydrocarbures conventionnels que sont la Russie et les pays du Moyen-Orient.

2. Les ressources des gisements non conventionnels en France

Pour la France, l'EIA avance, avec les restrictions indiquées ci-dessus, le chiffre de 3,9 Tm3 (soit 3 900 milliards de m3) de ressources techniquement récupérables en métropole, ce qui en ferait l'un des pays d'Europe les plus richement dotés en gaz de roche-mère après la Pologne (4,2 Tm3). Le montant estimé pour la France a toutefois été révisé à la baisse - il s'élevait, en avril 2011, à 5,1 Tm3 - de même que pour la Pologne - pays pour lequel cette estimation s'élevait, en avril 2011, à 5,3 Tm3.

Pour la France, l'EIA indique que cette révision à la baisse se fonde sur une meilleure connaissance du bassin sud-est.

La probabilité associée à ces chiffres n'est pas connue. On peut néanmoins affirmer que la géologie des différents bassins sédimentaires, en région parisienne et dans le sud-est, est plutôt favorable à l'existence d'hydrocarbures de roche-mère (huiles et gaz). Rappelons qu'en France, les bassins conventionnels que sont le bassin parisien et le bassin aquitain, sont exploités depuis plusieurs décennies, et ont donné lieu au forage de plus de 6 000 puits.

Pour les hydrocarbures de roche-mère, les bassins identifiés sont le bassin parisien (principalement pour les huiles) et le bassin sud-est (principalement pour le gaz). Quant aux ressources potentielles en gaz de houille, dans les anciens bassins miniers de Lorraine et du Nord-Pas-de-Calais, elles ont été précédemment évoquées (II).

LES BASSINS D'HYDROCARBURES CONVENTIONNELS ET NON CONVENTIONNELS
EN FRANCE

Source : IFPEN

a) Un potentiel important d'huiles de schiste dans le bassin parisien

Le bassin parisien présente un potentiel de production d'hydrocarbures liquides. Environ 2 000 forages ont été réalisés à ce jour dans ce bassin, qui est donc bien connu. Ces forages permettent de suspecter la présence d'une roche-mère prolifique. Les niveaux jugés les plus prometteurs sont le Lias (milieu de l'ère secondaire soit environ 180 millions d'années) et le Permo-carbonifère (fin de l'ère primaire soit environ 300 millions d'années).

Par ailleurs, du charbon et donc du gaz de houille pourraient être présents à très grande profondeur (6 000 m) sous le bassin parisien.

LES RÉSERVOIRS POTENTIELS DU BASSIN PARISIEN

Source : Bruno Goffé d'après BRGM

La société d'origine canadienne Vermilion a foré deux puits de recherches d'huile de roche-mère, notamment le puits de Champotran 29 qui est aujourd'hui productif et que vos rapporteurs ont visité. Au 1er janvier 2011, 39 demandes de permis exclusifs de recherches visant l'huile de roche-mère du bassin parisien avaient été déposées.

Le rapport des CGEIET et CGEDD80(*) a publié le chiffre de 800 millions de tonnes (soit 1 milliard de m3 ou 6,3 milliards de barils) de pétrole potentiellement récupérables dans le bassin parisien. Cette estimation est réalisée par extrapolations à partir de données fournies par des opérateurs. Ses auteurs précisent qu'elle doit être examinée avec une extrême prudence, eu égard à l'imprécision des hypothèses sous-jacentes.

La société d'origine américaine Hess estime ce potentiel récupérable entre 125 et 800 millions de tonnes (soit entre 1 et 6,4 milliards de barils). La production raisonnablement envisageable sur l'ensemble du bassin parisien, en tenant compte des zones naturelles protégées, des zones d'habitation, de l'environnement physique et humain pourrait représenter, d'après cette entreprise, entre 3 % et 20 % de la consommation quotidienne nationale pendant la durée de l'exploitation.

Ces chiffres sont à comparer à une consommation annuelle française de pétrole de 80 millions de tonnes (pour une production annuelle domestique de moins de 1 million de tonnes).

Certains des interlocuteurs de vos rapporteurs ont comparé le potentiel du Bassin parisien à celui du Bakken, dans le Dakota du Nord (États-Unis), en raison de similitudes géologiques. Même si l'environnement physique et humain ne permet pas d'envisager en région parisienne une exploitation aussi intensive que dans certaines régions des États-Unis, ce potentiel ne peut être négligé.

b) Des réserves possibles de gaz dans le sud-est

Le bassin du sud-est (Cévennes, Ardèche) présente un potentiel de production de gaz. Ce « bassin » n'en constitue pas vraiment un du point de vue géologique. Il est plus complexe que le bassin parisien et moins bien connu puisqu'une trentaine de forages seulement y ont été réalisés.

Ce bassin a été évoqué précédemment (III. A.) au titre des risques spécifiques associés à la fracturation hydraulique, si elle était pratiquée dans ce type d'environnement sans qu'aucune précaution ne soit prise. Nous évoquerons ici, plus précisément, les ressources potentielles de ce bassin.

Les roches-mères susceptibles de contenir des hydrocarbures sont essentiellement les schistes du Toarcien - qui sont des marnes (« schistes cartons ») riches en matière organique déposées il y a environ 180 millions d'années - et de l'Autunien - qui sont des argiles sombres (black shales), discontinus sur le bassin, et remontant à environ 280 millions d'années.

La présence d'hydrocarbures dépend de l'existence ou non d'un processus de maturation à des profondeurs suffisantes. La probabilité d'existence d'un tel processus dépend de la zone considérée. Elle est plus probable, par exemple, dans le sud des Cévennes que dans le nord.

On remarquera que du gaz de houille pourrait aussi se trouver enfoui très profondément dans des couches correspondant à environ 300 millions d'années (Stéphanien) dans la région d'Alès où des mines de charbon ont été exploitées du Moyen-Âge au vingtième siècle.

LES RÉSERVOIRS POTENTIELS DU BASSIN SUD-EST

Source : Bruno Goffé d'après Michel Séranne et Nicolas Arnaud (Université de Montpellier 2)

Trois permis exclusifs de recherches ayant pour objectif le gaz de roche-mère avaient été délivrés en 2010 à Total / Devon Energy (Montelimar) et Schuepbach / GDF Suez (Villeneuve de Berg, Nant). Aucun forage n'a été réalisé visant le gaz de roche-mère. Ces permis ont été abrogés le 12 octobre 2011, en application de la loi du 13 juillet 2011 prévoyant l'abrogation des permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à la fracturation hydraulique.

Le rapport des CGEIET et CGEDD donne un chiffre de 500 milliards de m3 de gaz pour les trois permis précités, d'après des données fournies par les titulaires de ces permis, non validées par des tests d'exploration.

Ces chiffres doivent être comparés à une consommation annuelle française de gaz qui s'élève à 44 milliards de m3 par an pour une production annuelle de 0,8 milliard de m3.

Tous les permis couvrant la zone ici étudiée n'ont toutefois pas été abrogés. Les permis qui demeurent valides sont ceux, respectivement, des Plaines du Languedoc (attribué à la société Lundin), de Navacelles (en cours de mutation), de la Plaine d'Alès (également en cours de mutation) et du Bassin d'Alès (attribué à MouvOil). Les responsables de la DREAL81(*) Languedoc-Roussillon, rencontrés par vos rapporteurs lors de leur déplacement à Montpellier, ont fait état des divers blocages affectant aujourd'hui ces permis : demandes de retrait, arrêtés municipaux interdisant les travaux, recours en excès de pouvoir contre la décision implicite de ne pas abroger les permis, demandes d'information diverses...

Cette situation témoigne d'un blocage qui ne concerne pas que la question des hydrocarbures de roche-mère. La société Lundin a, en effet, clairement indiqué dans un recours gracieux à l'encontre d'un arrêté municipal interdisant la circulation de camions vibreurs et d'engins de chantier destinés à la prospection et l'exploitation d'hydrocarbures, que rien ne justifiait la crainte d'une exploration ou d'une exploitation de « gaz de schiste » dans la région : « Il est très clair que le Permis des Plaines du Languedoc n'a pas été attribué pour rechercher du gaz de schiste et que Lundin International n'a aucunement l'intention d'y exploiter du gaz de schiste. »

Quant au permis détenu par la société MouvOil, il a fait l'objet d'un rapport d'expertise, demandé à M. Jean-Paul Deroin, professeur de géologie à l'Université de Reims - Champagne-Ardenne, par Mme Delphine Batho, alors ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie (voir l'encadré ci-dessous). Cette expertise géologique indépendante a été sollicitée dans le but, d'une part, d'identifier les différents niveaux géologiques susceptibles de contenir des hydrocarbures dans le bassin d'Alès, d'autre part, d'évaluer la pertinence du programme de recherches proposé par MouvOil et de définir si d'éventuels hydrocarbures pourraient être exploités sans recourir à la fracturation hydraulique. L'étude indique la présence d'hydrocarbures, principalement liquides, susceptibles d'être exploités sans recourir à la fracturation hydraulique. Ce rapport conclut également que la campagne de sismique-réflexion projetée par MouvOil est nécessaire à la meilleure connaissance géologique du secteur et que la technique d'acquisition par camion vibrateur ne présente aucun danger pour l'environnement.

RÉSUMÉ DU RAPPORT D'EXPERTISE DE M. JEAN-PAUL DEROIN

Une expertise géologique a été sollicitée dans le but d'identifier les niveaux géologiques susceptibles de contenir des hydrocarbures dans le bassin d'Alès et d'évaluer la pertinence du programme de recherches proposé par la Société MouvOil et définir si d'éventuels hydrocarbures pourraient être exploités sans recourir à la fracturation hydraulique.

L'étude de la géologie du bassin d'Alès indique la présence d'hydrocarbures, principalement sous forme liquide ou gazeuse dans quatre niveaux asphaltiques des terrains tertiaires. Certains indices évoquent l'existence de niveaux à hydrocarbures dans les terrains situés sous le Tertiaire, dans le Crétacé supérieur.

Ces hydrocarbures de type huile lourde, riche en soufre peuvent être exploités sans recourir à la fracturation hydraulique.

Il n'existe pas d'autres ressources d'hydrocarbures conventionnels dans l'emprise des 1500-2400 m de profondeur avancée par MouvOil SA pour ses forages exploratoires.

Deux niveaux renferment des hydrocarbures non conventionnels. Il s'agit des schistes houillers qui sont potentiellement producteurs de gaz de houille et des schistes-carton potentiellement producteurs de gaz de schiste dans le bassin du Sud-Est.

Les données géologiques et géophysiques sur le bassin d'Alès sont peu nombreuses alors que la structure géologique est complexe. Le recueil d'informations complémentaires est donc nécessaire dans la phase d'exploration.

La campagne de géophysique projetée par la Société MouvOil est nécessaire à la meilleure connaissance géologique du secteur. Cette campagne de sismique devra normalement être étalonnée sur au moins un nouveau puits (non prévu) et calée sur les puits existants.

La technique d'acquisition par camion vibrateur ne présente aucun danger pour l'environnement. Il convient de noter que les opérations géophysiques sont étroitement dépendantes de l'occupation des sols (prise en compte des récoltes et vendanges) et du climat (éviter les précipitations automnales), ce qui réduit les créneaux d'acquisition dans le calendrier.

Les eaux souterraines et superficielles doivent être prises en considération dans tout projet de forage d'exploration.

Source : Permis exclusif de recherche d'hydrocarbures « Bassin d'Alès », Société MouvOil SA, Expertise réalisée à la demande de Mme la Ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, diligentée par M. le Préfet du Gard, confiée à M. Jean-Paul Deroin, Professeur de Géologie à l'Université de Reims - Champagne-Ardenne (juin 2013).

Le collectif 07 Stop au gaz de schiste, rencontré par vos rapporteurs, conteste l'analyse du rapport Deroin, au motif que les objectifs originels de la société MouvOil auraient inclus l'exploration des roches-mères et que le rapport ne ferait pas état des vrais objectifs de cette société.

L'exploration des gisements d'hydrocarbures est donc entourée d'un climat de suspicion généralisée, qui n'est pas justifié, dans la mesure où tous les travaux d'exploration sont étroitement encadrés par l'administration : la détention d'un permis exclusif de recherches ne suffit pas pour démarrer des travaux ; encore faut-il faire valider un dossier d'ouverture de travaux qui inclut un descriptif des opérations de terrain projetées et une étude d'impact environnemental. Cette procédure garantit le respect des lois et règlements en vigueur. De plus, étant donné les moyens à mettre en oeuvre pour réaliser des opérations de fracturation hydraulique, et l'étroite surveillance dont les sociétés détentrices de permis sont l'objet sur le terrain, de la part des municipalités et des organisations de protection de l'environnement, il paraît peu probable qu'une entreprise s'aventure à violer la loi du 13 juillet 2011. Vos rapporteurs ont été témoins directs d'opérations de fracturation hydraulique aux États-Unis : il ne paraît pas possible de s'y livrer clandestinement. Les DREAL seraient en mesure de faire la différence entre un forage classique ou de fracturation hydraulique.

Par conséquent, vos rapporteurs estiment que les blocages rencontrés sur le terrain ne peuvent provenir que d'une réticence vis-à-vis de toute forme d'exploration et d'exploitation de ressources fossiles quelles qu'elles soient.

3. Des travaux à mener pour une meilleure connaissance de notre sous-sol

Ce tour d'horizon de nos ressources présumées en hydrocarbures de roche-mère met en évidence la faiblesse de la connaissance du sous-sol français, faite de données qui sont, pour une large part, datées et dispersées.

La plupart des informations géologiques existantes ont été établies entre les années 1950 et les années 1980. Les compagnies pétrolières ont accumulé un certain nombre de connaissances, qui ne sont pas toutes dans le domaine public. Les cartes du BRGM sont issues de levers effectués des années 1960 aux années 1980.

Ces lacunes de nos connaissances dans le domaine géologique ont été mises en évidence lors d'autres débats, par exemple pour le choix d'un site de stockage en profondeur des déchets radioactifs. Elles sont préjudiciables à la recherche dans de nombreux domaines : stockage de déchets ultimes, stockage d'énergie par exemple.

Comme nous l'avons écrit dans la partie consacrée aux risques associés à la fracturation hydraulique, mieux connaître notre sous-sol doit être une priorité non seulement pour l'évaluation des ressources en hydrocarbures mais aussi pour mieux connaître l'hydrogéologie, afin de prévenir les risques de pollution.

Un programme national d'acquisition et de gestion des données géologiques, dit Référentiel Géologique de la France, permettant de répondre à des enjeux multiples (eau, énergie, déchets, prévention des risques...), a été récemment lancé. Conçu par le BRGM, ce programme associe l'ensemble de la communauté géo-scientifique française. Il doit être encouragé.

Vos rapporteurs estiment nécessaire :

· de rassembler les connaissances existantes qui sont actuellement éparses, sous l'égide d'organismes tels que l'IFPEN et le BRGM ;

· de mener des expérimentations, ainsi que des travaux à l'aide de techniques non invasives telles que la sismique-réflexion, dans le cadre prévu par la loi du 13 juillet 2011 ;

· de procéder in fine, dans un cadre juridique à définir, à quelques dizaines de forages de tests, y compris avec emploi de la fracturation hydraulique ou d'autres techniques de stimulation, dont l'utilisation est nécessaire pour connaître le taux de récupération des hydrocarbures présents.

a) Recenser les connaissances existantes

La réduction des incertitudes implique la réalisation d'un inventaire des ressources, comme l'a fait la filiale de l'IFPEN, Beicip-Franlab, par exemple, pour l'Algérie et l'Arabie saoudite.

Cet inventaire pourrait être demandé à des organismes tels que l'IFPEN et le BRGM.

L'IFPEN propose, par exemple, d'évaluer le potentiel des ressources en hydrocarbures non conventionnels pour la France, à partir d'un recensement des connaissances existantes, mais aussi de prélèvements d'échantillons sur le terrain et de modélisation.

Un examen des résultats des forages passés, notamment des 2 000 forages réalisés dans le Bassin parisien, permettrait à lui seul d'affiner les chiffres incertains mentionnés précédemment.

PROPOSITION POUR L'ÉVALUATION DU POTENTIEL DES RESSOURCES EN HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS EN FRANCE

L'objectif du travail proposé est de réaliser un inventaire des différentes ressources en hydrocarbures non conventionnels en France, de procéder à une première quantification et d'évaluer l'impact technico-économique qu'impliquerait leur mise en production. Des recommandations seraient émises pour aider à la gestion du domaine minier français en ce qui concerne le développement de ces nouvelles ressources.

L'évaluation quantitative porterait sur deux bassins : le bassin du sud-est pour les gaz de schiste et le bassin de Paris pour les pétroles de schiste. La quantification sera réalisée en procédant à la modélisation du potentiel à l'aide du logiciel TemisFlow développé par IFPEN et commercialisé par Beicip-Franlab.

Bassin du Sud-Est : La phase d'exploration date de la fin des années 1950 et du début des années 1960. Cette phase d'exploration n'a pas abouti à des découvertes commerciales. Les données sont donc anciennes et disparates. Dans ce type de bassin, immature en ce qui concerne l'exploration pétrolière et complexe du point de vue sédimentaire et tectonique, le potentiel pétrolier (s'il existe) reste encore à définir. Son évaluation passe par l'utilisation de concepts géologiques nouveaux (coupes équilibrées, modélisations stratigraphiques et modélisation du système pétrolier). Du fait de données disparates, on étudiera les systèmes pétroliers dans leur ensemble sans distinguer les hydrocarbures conventionnels ou non conventionnels. Toutefois, afin d'améliorer la qualité des données on procédera à deux missions de terrain pour procéder à l'analyse structurale de la zone et s'assurer de la cohérence des coupes régionales. Des échantillons de roche-mère seront prélevés afin de procéder à leur analyse au laboratoire.

Bassin de Paris : L'exploration pétrolière conventionnelle a permis d'acquérir des connaissances géologiques importantes sur les différents systèmes pétroliers. De très nombreux puits, lignes sismiques et échantillons de roches-mères et de réservoirs permettent de contraindre un modèle géologique. En s'appuyant sur ces données, des études peuvent être rapidement entreprises afin de quantifier ce potentiel.

Le coût global d'une telle évaluation (tarif 2012) est estimé à 1,75 millions d'euros.

Source : IFPEN

b) Actualiser les connaissances grâce à la sismique

Outre le rôle qu'elle peut jouer dans le contrôle des risques inhérents à l'exploration et à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, la sismique est susceptible d'être utilisée pour évaluer la ressource, soit par des organismes publics (BRGM, IFPEN), soit par des compagnies pétrolières et gazières.

Cette technique a été présentée à vos rapporteurs par la société CGG (Compagnie générale de géophysique).

Le principe de base de la sismique est celui de l'échographie, appliquée au sous-sol : une onde sonore est émise et l'écho de cette onde renvoyé par les différentes couches du sous-sol est analysé pour produire une « photographie » de celui-ci. C'est une technologie relativement ancienne qui a connu de nombreuses améliorations grâce aux progrès scientifiques, notamment dans les domaines des mathématiques, de l'informatique et de l'électronique. Il est possible aujourd'hui de produire des images tridimensionnelles d'une grande précision.

Il s'agit d'une technologie non invasive et non destructive. Le sous-sol n'est traversé que par une onde sonore émise par une source sismique (camion vibrateur ou explosif de faible intensité pour les acquisitions terrestres, « canon à air » pour les opérations en mer). Cette onde sonore est d'intensité infinitésimale. Le dispositif de réception est ainsi capable de détecter des mouvements de la taille d'un atome d'or.

Aujourd'hui, les compagnies pétrolières ont recours de façon quasi-systématique à l'analyse sismique, y compris dans le secteur non conventionnel, par le biais de sociétés de services parapétroliers tels que CGG, Western Geco (filiale de Schlumberger), BGP (société chinoise) et PGS (société norvégienne).

La sismique permet de découvrir de nouveaux gisements et d'en affiner la phase exploratoire, avant d'envisager une deuxième phase d'exploration par percement de puits. Elle permet aussi de sélectionner les régions du sous-sol dans lesquelles la fracturation donnera les meilleurs résultats et d'identifier les failles existantes dans le sous-sol, que le puits devra éviter. L'utilisation de la sismique permet d'optimiser la phase d'exploration ; elle est donc susceptible de permettre une réduction du nombre de puits à forer.

Étant donné l'innocuité de cette technique, vos rapporteurs ont été surpris de constater qu'elle était interdite pour la recherche d'hydrocarbures non conventionnels, par une circulaire du ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie du 21 septembre 201282(*) prise en application de la loi du 13 juillet 2011 qui n'a pourtant interdit « que » l'usage de la fracturation hydraulique.

Cette circulaire dispose, en effet, que « les travaux d'exploration par campagnes de géophysique utilisant la technique de sismique réflexion », dont il est pourtant reconnu qu'ils sont « nécessaires pour mieux connaître la nature du sous-sol », « ne pourront être réalisés que dans les zones géographiques où cela peut être justifié par la recherche d'hydrocarbures conventionnels ».

Cette disposition signifie que l'on n'interdit pas simplement l'usage d'une technologie (la fracturation hydraulique) ; on refuse en réalité purement et simplement de savoir ce que recèle notre sous-sol.

La circulaire suppose que l'on peut définir des zones géographiques propices à la présence de ressources conventionnelles et d'autres plutôt susceptibles de renfermer des ressources non conventionnelles. La réalité du terrain est beaucoup plus complexe puisque ce sont souvent dans les mêmes zones, par exemple dans le Bassin parisien, que le sous-sol est susceptible de contenir un continuum de ressources de diverses natures, ce que la sismique peut justement avoir pour objet d'aider à établir. La circulaire précitée est donc quelque peu absurde ; mais surtout, elle va bien au-delà de la loi qu'elle applique.

Il est, certes, peu probable qu'un opérateur pétrolier entreprenne des travaux d'exploration de grande ampleur, reposant sur la sismique et portant spécifiquement sur les ressources non conventionnelles, étant donné l'interdiction, à l'heure actuelle, de tout débouché en termes d'exploitation.

Il n'est néanmoins pas opportun de s'interdire ainsi de mieux connaître le sous-sol, quelle que soit la technique employée, surtout si elle est inoffensive pour l'environnement.

Vos rapporteurs soulignent que, pour la première phase d'exploration décrite ci-dessus - recensement des connaissances existantes, expérimentations, modélisation, usage de techniques non invasives telles que la sismique - la loi de 2011 ne constitue pas un obstacle puisqu'elle n'interdit que l'exploration et l'exploitation par fracturation hydraulique.

c) Des forages d'exploration nécessaires

Le recensement des connaissances existantes, l'analyse, la modélisation et l'usage de la sismique peuvent faire progresser les connaissances sur la ressource et permettre d'affiner les chiffres publiés par l'administration américaine. Mais pour évaluer précisément nos réserves, il sera nécessaire de procéder à des forages, afin de permettre des tests de production. Ces tests sont seuls à même de déterminer le taux de récupération des hydrocarbures dans chaque zone considérée.

D'après les informations recueillies auprès des scientifiques et des compagnies pétrolières, une vingtaine de forages pourraient être suffisants pour évaluer les réserves du bassin parisien ; à l'échelle de la France, quelques dizaines de forages sont à envisager. Ce chiffre est à mettre en regard de la quarantaine de puits à fracturation hydraulique déjà forés en France sans conséquences notables. En Pologne, ce sont 200 puits d'exploration qui seront forés jusqu'en 2016, dont 39 avant la fin de 2013.

La réalisation de ces forages d'exploration nécessiterait la mise en place d'un cadre juridique dérogatoire à la loi du 13 juillet 2011. Il pourrait s'agir d'exceptions strictement encadrées par la loi, pour une durée temporaire, et sous le contrôle des administrations compétentes, s'agissant des modalités des opérations effectuées, afin de garantir leur innocuité pour l'environnement.

B. UN IMPACT ÉCONOMIQUE POTENTIELLEMENT IMPORTANT

Si, aux États-Unis, l'impact économique de l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère est avéré, cet impact est toutefois difficilement transposable à l'Europe, en l'absence de connaissance précise de nos réserves.

Ce qui est certain, c'est que la « révolution énergétique » américaine a des retombées en termes de compétitivité, au détriment des entreprises situées sur le sol européen.

1. Aux États-Unis d'Amérique, un impact économique très important sans effet d'éviction notable sur les énergies renouvelables

Selon les dernières estimations de l'agence américaine d'information sur l'énergie (EIA), les États-Unis recèleraient 1,161 trillion de pieds cubiques (TcF)83(*) de réserves de gaz non conventionnel et 48 milliards de barils de pétrole non conventionnel. Par comparaison, les chiffres respectifs pour la France seraient de 137 TcF84(*) de gaz (un peu plus de 8 fois moins) et 4,7 Mds de barils de pétrole (un peu plus de 10 fois moins).

Toute extrapolation de la situation américaine serait hasardeuse, mais on ne peut que constater le très fort impact du développement de la production d'hydrocarbures non conventionnels aux États-Unis depuis 10 ans. Il y a cinq ans, les États-Unis s'apprêtaient à importer massivement du gaz et du pétrole, ils visent désormais une quasi-autosuffisance à moyen terme.

Source : Resources for the future (d'après EIA)-
The state of state shale gas regulation- mai 2013

Source : EIA Annual energy outlook 2013

a) Un impact économique très important

Les schémas ci-dessus dénotent un certain découplage entre le gaz et le pétrole : la production de gaz est significativement accrue, selon l'US Geological Service, les réserves non conventionnelles (shale gas, tight gas et coalbed methane) seraient équivalentes à 100 ans de la consommation américaine d'aujourd'hui. Pour ce qui est du pétrole, les réserves non conventionnelles (tight oil, en jaune) ne font que différer une baisse de production qui paraît inéluctable à moyen terme. Toutefois, à très court terme, on observe actuellement une progression de la production de pétrole non conventionnel, tandis que celle du gaz tend à se stabiliser en 2013 autour de 25 Mds de pieds cubes par jour (bcfd).

Ainsi, selon l'EIA, les États-Unis pourraient devenir exportateurs nets de gaz en 2020, mais resteraient importateurs de pétrole, à hauteur de 37 % de leurs besoins en 2040 (contre 45 % en 2011).85(*)

L'impact économique de la production d'hydrocarbures non conventionnels peut être mesuré à partir de cinq variables fondamentales : les prix, la balance des transactions courantes, la croissance, l'emploi et les déficits publics86(*).

Les prix du gaz ont fortement baissé aux États-Unis, passant de 15 dollars/MBtu87(*) en 2008 à 4 dollars en 2013 (après une baisse jusqu'à 3 dollars), ce qui est 2,5 à 3 fois moins élevé qu'en Europe. Le découplage avec le pétrole s'observe là aussi, car le marché du pétrole reste très mondialisé : si les prix du gaz sont maintenant distincts aux États-Unis et dans le reste du monde, ceux du pétrole restent du même ordre de grandeur. Cela a pour effet d'inciter à la substitution de gaz au pétrole, par exemple dans les services de transports collectifs.

La baisse des prix du gaz pourrait permettre une baisse des prix de l'électricité de 10 % selon IHS88(*). Elle a, en outre, un effet favorable sur les industries fortement consommatrices d'énergie : verre, acier, ciment, aluminium, chimie, secteurs dont la production pourrait croître de 2,9 % en 2017 par rapport à 2011, et de 4,7 % jusqu'en 2035. Une partie de cette production supplémentaire proviendrait de la relocalisation d'activités, ou d'investissements nouveaux qui auraient pu être effectués à l'étranger si les prix n'avaient pas baissé. Il faut toutefois observer que la faiblesse du prix du gaz n'est pas favorable aux producteurs eux-mêmes, qui peuvent se trouver aux limites de la rentabilité de l'exploitation, ce qui empêchera très vraisemblablement les prix de baisser davantage (ils resteront au-dessus de 3$/Mbtu).

La balance commerciale liée au gaz s'est améliorée en valeur absolue de 7,6 Mds $ entre 2006 et 2011. Selon IHS, en l'absence de l'augmentation de la production liée aux hydrocarbures non conventionnels de 2008 à 2012, la balance commerciale de 2012 aurait été détériorée de 170 Mds $ (100 pour le gaz, 70 pour le pétrole). Les experts s'attendent à une amélioration de la balance des transactions courantes américaine dans les prochaines années (actuellement très dégradée à -695 Mds $).

La croissance économique pourrait augmenter structurellement de 2 points de Produit intérieur brut à l'horizon 2035 selon IHS, qui estime la contribution des hydrocarbures non conventionnels au PIB américain à 237 Mds $ en 2012. Selon Price Waterhouse Coopers (PWC), la contribution supplémentaire de l'industrie à la croissance pourrait être de 0,5 point à l'horizon 2025 grâce au surcroît d'activité occasionné par les hydrocarbures non conventionnels.

L'emploi a fortement bénéficié des retombées de l'augmentation de la production et de la baisse des prix. Selon IHS, l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels compte 1,7 million d'emplois (directs et indirects) en 201289(*), chiffre qui pourrait grimper à 3 millions en 2020. Le Dakota du nord est un exemple emblématique du phénomène : 60 000 emplois y auraient été créés en 2011 selon l'Université de l'État, et cet État est, avec 3 % de chômage, le premier des États-Unis en termes d'emploi (il était 10ème en 2000) selon l'administration du travail des États-Unis. Selon PWC, le nombre d'emplois industriels indirects créés grâce au développement de cette activité pourrait s'élever à 1 million à l'horizon 2025.

Enfin, s'agissant des finances publiques, l'impact est également très positif, puisque selon IHS, le secteur a occasionné 62 Mds $ de recettes fiscales pour l'Etat fédéral, les États producteurs et les communes concernées en 2012. Ce chiffre est attendu à 111 Mds $ en 2020, le total pouvant s'élever à 2 500 Mds sur les 25 prochaines années.

b) L'absence d'effet d'éviction notable sur les énergies renouvelables

À leur arrivée dans la capitale fédérale américaine, vos rapporteurs ont eu une réunion de cadrage avec l'ambassadeur de France, lequel leur a indiqué qu'à son avis, l'essor des hydrocarbures non conventionnels n'altérait pas la volonté de l'administration fédérale de développer les énergies renouvelables et de réduire les émissions de gaz à effet de serre. L'ambassadeur a d'ailleurs ajouté que les États-Unis suivaient de près les avancées du concept de développement durable venues de notre pays.

Cette tendance paraît contraire à l'inquiétude qui se fait parfois jour, d'un éventuel effet d'éviction des hydrocarbures non conventionnels sur les énergies renouvelables : le fait de repousser dans le temps les échéances de l'épuisement des ressources d'hydrocarbures pourrait entraîner une interruption dans le développement des énergies vertes. Il n'est bien sûr pas possible de dire que la nouvelle situation n'a aucun impact, en revanche on peut dire avec certitude que cela ne s'est pas traduit aux États-Unis par l'abandon de ces filières, bien au contraire.

De fait, les énergies renouvelables représentent 13 % du bouquet énergétique des États-Unis (contre 9 % en France). Le graphique ci-dessous (consommation d'énergie de 1880 à 2010) témoigne de l'essor récent des renouvelables avec au premier rang, comme en France, le bois (wood) et l'hydroélectricité (hydroelectric), très largement dominants parmi les renouvelables, comme en France où le bois et l'hydrolélectricité forment actuellement les deux tiers de la consommation d'énergie renouvelable. Les énergies solaire et éolienne (qui figurent sur la dernière courbe « non-hydro/bio-renewables ») ne jouent encore qu'un rôle très marginal, mais se développent proportionnellement très rapidement, comme on le constate aussi en France.

À la fin de l'année 2012, les États-Unis détenaient une puissance installée d'énergie éolienne de 60 GW, supérieure à celle de l'Allemagne, mais inférieure à celle de l'Union européenne prise globalement (109 GW). La puissance solaire photovoltaïque s'élève à 7,4 GW, inférieure à celle de l'Allemagne (32,2 GW) mais supérieure à celle de la France (4 GW).

Les projets actuellement en cours aux États-Unis sont parmi les plus importants du monde, comme par exemple celui de l'industriel Warren Buffett d'installer avant 2015 une centrale solaire de 579 MW dans le désert de Mojave (Californie), soit une puissance dont l'ordre de grandeur est comparable à celui d'une centrale nucléaire. Vos rapporteurs observent d'ailleurs que la Californie a également été pionnière dans l'énergie éolienne, des milliers d'éoliennes y sont installées et cet État figure parmi les principaux producteurs d'électricité éolienne des États-Unis. Cela n'a pas empêché les parlementaires californiens de rejeter cette année un éventuel moratoire sur l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Extrait de : Center for climate and energy solutions,
«Leveraging natural gas to reduce greenhouse gas emissions», juin 2013.

2. Dans l'Union européenne, un impact économique potentiel difficilement mesurable en raison de l'incertitude sur les ressources

Il ne serait pas raisonnable de tenter de tirer de la situation américaine des enseignements directs pour l'économie de la France et a fortiori celle de l'Union européenne.

Mais les enjeux plaident pour qu'une étude sérieuse de prospective économique soit menée quant aux conséquences de l'éventuelle exploitation des hydrocarbures non conventionnels, comme le propose l'économiste Thomas Porcher90(*).

Pour cela, il est nécessaire de connaître les réserves éventuellement recelées par le sous-sol français avec une précision suffisante.

a) Des effets incertains sur les prix de l'énergie et l'emploi dans l'Union européenne

La banque Natixis (M. Patrick Artus), le cabinet SIA conseil, le cabinet Roland Berger se sont livrés à des tentatives d'évaluation de l'impact économique potentiel des hydrocarbures non conventionnels et ont conclu que l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels aurait des effets bénéfiques sur l'économie française, tandis que, à l'inverse, les gains de compétitivité des États-Unis mettraient l'Union européenne en difficulté en cas de statu quo.

Dans le scénario haut du cabinet Roland Berger91(*), l'évaluation conduit aux résultats suivants pour l'année du pic de production : 180 000 emplois (directs, indirects et induits) au sein de la filière hors impacts liés à une éventuelle hausse de la compétitivité des entreprises ; une production correspondant à près de la moitié de la consommation nationale de pétrole et près des deux tiers de la consommation en gaz de 2011 ; et, enfin un impact annuel sur la balance commerciale de l'ordre de 30 milliards d'euros. Le prix de revient du baril de pétrole décroîtrait de 31 dollars à 18 dollars entre 2020 et 2030 par effet d'apprentissage. Le prix de revient de production du gaz de roche-mère décroîtrait quant à lui de 25 à 15 euros / MWh sur la même période. Les volumes de production française seraient cependant probablement insuffisants pour faire varier significativement les prix de gros sur les marchés. Quant au nombre d'emplois, l'étude souligne qu'il dépendrait des dépenses d'investissement, donc du nombre de puits en cours de forage, non du nombre de puits en exploitation à un moment donné. Un développement lent du nombre de puits serait donc peu générateur d'emplois pour la filière. Étant donné les incertitudes existantes toutefois, l'étude juge qu'il n'est pas possible de conclure de manière certaine à l'existence d'un manque à gagner lié à l'interdiction de la fracturation hydraulique.

Vos rapporteurs estiment que, si l'on ne connaît pas l'ampleur des effets qu'aurait un développement des hydrocarbures non conventionnels en Europe, cet impact serait quoi qu'il en soit significatif sur la balance commerciale et les bassins locaux d'emplois.

La dépendance énergétique de la France est aujourd'hui presque totale s'agissant du pétrole et du gaz. Notre facture énergétique s'élève à 68 Mds€ en 2012, ce qui représente 83 % du déficit commercial (hors matériel militaire). Cette facture a connu une dégradation importante au cours de la dernière décennie. Nous ne produisons guère plus de 1 % du pétrole et du gaz que nous consommons. Or le pétrole et le gaz représentent toujours une part importante de notre consommation d'énergie primaire (respectivement 31 % et 15 %). La France ne pourra pas se passer des énergies fossiles au cours des prochaines décennies, même si leur place est amenée à décroître à long terme. Tous les scénarios présentés lors du débat national sur la transition énergétique prévoient d'ailleurs que le recours aux hydrocarbures restera significatif aux horizons 2030 et 2050.

Qui plus est, en préambule à son étude précitée, le cabinet Roland Berger mentionne qu'il est « vraisemblable que la France se fournisse déjà en diesel raffiné à partir de pétrole de schiste américain puisque les États-Unis sont un fournisseur historique du diesel français ». Dans la mesure où nos besoins en pétrole et en gaz ne vont pas disparaître du jour au lendemain, il est probable que nous soyons contraints, à l'avenir, de nous fournir en pétrole et en gaz provenant de gisements non conventionnels à l'étranger. Si tel était le cas, il paraîtrait alors encore plus absurde qu'aujourd'hui de refuser d'étudier la possibilité de consommer nos propres ressources plutôt que de procéder à des importations.

ÉVOLUTION DE LA FACTURE ÉNERGÉTIQUE 2003-2012

Il ne s'agit pas, bien évidemment, d'accroître la part des ressources fossiles dans notre bilan énergétique. Il s'agit, au contraire, de poursuivre la transition énergétique, de façon réaliste, en préférant consommer nos propres ressources - si elles existent et que leur exploitation se révèle rentable - de manière à réduire les importations massives de l'étranger.

Enfin, le secteur pétrolier et parapétrolier français a fait naître des entreprises de stature internationale (Total, Schlumberger, Technip, CGG, Vallourec...). La France est le deuxième exportateur mondial d'équipements et de services à l'industrie des hydrocarbures. Cette compétence doit continuer à être développée, faute de quoi ces entreprises iront les exercer à l'étranger. Aujourd'hui, le fait est que les entreprises françaises cherchent surtout à se positionner à l'étranger, aux États-Unis notamment, ce qui est un enjeu beaucoup plus important pour elles que la France.

LES COMPÉTENCES FRANÇAISES

Source : SNF Floerger92(*)

b) La « révolution énergétique » américaine : une menace pour l'industrie européenne

L'impact économique régional d'une exploitation gazière peut être fort, comme ce fut le cas pour le bassin de Lacq, qui a attiré tant des industriels que des universitaires et qui a créé un environnement favorable au développement économique régional.

L'exploitation de nouvelles ressources est, plus généralement, à l'échelle du territoire national, susceptible de contribuer à la compétitivité de l'industrie dans d'autres secteurs. Aux États-Unis, le prix du gaz pour les industriels est aujourd'hui trois fois inférieur à son prix en France. Des délocalisations d'entreprises françaises outre-Atlantique sont à craindre, en raison de l'écart de compétitivité que la manne gazière et pétrolière a créé entre les États-Unis et l'Europe.

La situation est particulièrement inquiétante pour l'industrie pétrochimique européenne. Les hydrocarbures représentent, en effet, la principale matière première de cette industrie. Comme le montre un récent rapport93(*) de l'Institut français des relations internationales (IFRI), la baisse du prix de l'énergie est un atout considérable pour l'industrie pétrochimique des États-Unis, actuellement en plein essor. L'éthane, gaz naturel contenu dans les gisements non conventionnels, est la matière première principalement utilisée par les industriels américains pour la fabrication d'éthylène, dont le prix a chuté de 55 % entre 2008 et 2012. Contrairement aux Américains, les industriels européens utilisent principalement le naphta, issu du raffinage du pétrole. Son prix, lié à celui du pétrole, a augmenté de 19 % entre 2008 et 2012.

Dès lors, les pétrochimistes européens vont se trouver très bientôt confrontés à une vive concurrence en provenance des États-Unis, dès lors que les investissements actuellement en cours produiront leurs effets. À l'avenir, il est probable que l'Union européenne deviendra importatrice d'éthylène et d'éthane américains.

L'avantage compétitif acquis dans le domaine de la pétrochimie se répercute, en aval, sur une grande partie de l'industrie manufacturière. En effet, comme le remarque le rapport précité « les produits issus de la pétrochimie vont servir à fabriquer des matières plastiques (et autres dérivés) utilisés dans pratiquement toutes les branches de l'industrie manufacturière. Il s'agit donc d'un précurseur de la bonne ou mauvaise santé à venir de l'économie d'une région ».

V. QUELLES PROPOSITIONS POUR PRÉSERVER L'AVENIR ?

1. Appliquer pleinement la loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 : renouer un dialogue pérenne entre l'État et l'industrie

Constat :

La loi du 13 juillet 2011 a été validée par le Conseil constitutionnel le 11 octobre 2013. Cette loi n'a, à ce jour, été mise en oeuvre que dans son volet « interdiction ». Elle a abouti de facto à proscrire toute forme de recherche sur les hydrocarbures non conventionnels alors que la France possède toutes les compétences scientifiques, techniques et industrielles, à tous les niveaux, pour mettre en place une filière de fracturation propre, tirant les enseignements des expériences étrangères.

Propositions :

Mettre en oeuvre la loi du 13 juillet 2011 dans toutes ces composantes c'est-à-dire :

a) Mettre en place la Commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux

Cette Commission, prévue par l'article 2 de ladite loi, a « notamment pour objet d'évaluer les risques environnementaux liés aux techniques de fracturation hydraulique ou aux techniques alternatives » et est chargée d'émettre « un avis public sur les conditions de mise en oeuvre des expérimentations réalisées à seules fins de recherche scientifique sous contrôle public, prévues à l'article 4 ». À ce jour seul le Sénat a nommé son représentant au sein de cette commission, pourtant créée par un décret en Conseil d'État en date du 22 mars 2012.

b) Présenter au Parlement le rapport annuel prévu par la loi.

L'article 4 de la loi prévoit que le Gouvernement remet chaque année un rapport au Parlement « sur l'évolution des techniques d'exploration et d'exploitation et la connaissance du sous-sol français, européen et international en matière d'hydrocarbures liquides ou gazeux, sur les conditions de mise en oeuvre d'expérimentations réalisées à seules fins de recherche scientifique sous contrôle public, sur les travaux de la Commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation créée par l'article 2, sur la conformité du cadre législatif et réglementaire à la Charte de l'environnement de 2004 dans le domaine minier et sur les adaptations législatives ou réglementaires envisagées au regard des éléments communiqués dans ce rapport. »

c) Mettre en place un programme d'expérimentations scientifiques sous contrôle public

Ce programme est supposé par les articles 2 et 4 précités. Il doit s'insérer dans le cadre plus large proposé ci-après (propositions n° 5 à 7).

2. Poursuivre sans tarder l'exploration puis l'exploitation du gaz de houille si sa production sans fracturation hydraulique se révèle viable

Constat :

Les bassins de Lorraine et du Nord-Pas-de-Calais possèdent d'importantes ressources en gaz de houille. D'après les travaux actuellement réalisés sur le premier bassin (Lorraine), il est possible que l'exploration et l'exploitation de ces ressources ne nécessitent pas l'emploi de la technique de fracturation hydraulique.

Propositions :

a) Faire réaliser par le BRGM et l'IFPEN des synthèses portant sur le gaz de houille en France

En premier lieu, il convient de tenir compte des travaux récemment menés sur les risques et impacts environnementaux de l'exploitation du gaz de houille94(*), afin d'analyser ces risques et impacts dès la phase d'exploration.

En second lieu, les éléments concernant le potentiel des gisements de charbon français sont aujourd'hui dispersés et peu accessibles. Il convient de maintenir une veille active sur cet enjeu, en particulier en comparant les gisements français avec les analogues étrangers95(*).

b) Lorraine : Poursuivre rapidement l'exploration puis l'exploitation du gaz de houille si sa production sans fracturation hydraulique se révèle viable

Le bassin lorrain est le mieux connu. L'exploration du gaz de houille y est bien acceptée par la population et par les élus. Les travaux d'exploration en cours, menés par l'entreprise EGL, ont donné de premiers résultats encourageants. Ces résultats doivent être confirmés par de nouveaux forages, actuellement en cours de réalisation.

S'il est confirmé que le gaz du bassin houiller lorrain peut être exploité dans des conditions économiquement viables, sans emploi de techniques de fracturation, il conviendra de ne mettre aucun obstacle à cette exploitation afin qu'elle puisse commencer le plus rapidement possible.

c) Nord-Pas-de-Calais : accélérer les travaux d'exploration du gaz de houille sans fracturation hydraulique

Le Nord-Pas-de-Calais présente aussi un potentiel important mais moins bien connu pour le moment. Dans cette région de culture industrielle et minière, la population serait probablement favorable à des travaux d'exploration.

Les élus, l'administration et les entreprises doivent se mobiliser afin que de tels travaux d'exploration puissent démarrer rapidement.

3. Retirer la circulaire du 21 septembre 2012 qui empêche à l'heure actuelle tous travaux de recherche

Constat :

La circulaire du 21 septembre 2012 relative aux permis de recherche d'hydrocarbures et aux travaux d'exploration96(*) va au-delà de la loi. Elle interdit tous travaux de recherche susceptibles de porter sur les roches-mères en faisant l'hypothèse que ces travaux impliqueraient le recours à la fracturation hydraulique. Elle crée un climat de suspicion généralisée à l'encontre des entreprises bénéficiaires de permis de recherches, bloquant par endroit l'exploration conventionnelle.

Cette circulaire interdit notamment les travaux d'exploration par campagnes de géophysique utilisant la technique de sismique-réflexion, qui ne peuvent désormais être réalisés que dans les zones géographiques où cela peut être justifié par la recherche d'hydrocarbures conventionnels.

Par ailleurs, l'application de cette circulaire a donné lieu à la modification d'arrêtés préfectoraux, afin d'interdire la réalisation de forages horizontaux de reconnaissance.

Or la loi n'a interdit ni l'usage de la sismique-réflexion, ni la réalisation de forages horizontaux.

Proposition :

Retirer cette circulaire.

4. Encourager la mise en place d'un cadre européen pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels

Constat :

Le Conseil européen du 22 mai 2013 a exprimé l'engagement de l'Union européenne en faveur du développement de ses ressources énergétiques autochtones. Le Commissaire européen à l'Environnement a annoncé son intention de proposer un cadre pour l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Proposition :

La France doit encourager l'élaboration d'une directive visant à mettre en place un cadre pour une exploitation sûre des hydrocarbures non conventionnels dans l'Union européenne.

Des travaux de recherche sur les hydrocarbures de roche-mère, incluant la recherche sur la fracturation hydraulique et sur les techniques alternatives, devraient également être encouragés par l'Union européenne, et se traduire par des échanges et coopérations entre universités européennes.

5. Faire de la connaissance du sous-sol national une priorité de la recherche

Constat :

Le débat sur les hydrocarbures non conventionnels est nourri par des chiffres purement théoriques publiés par l'administration américaine, tandis que la France méconnaît son sous-sol. Il faut compléter les programmes de la Carte géologique et du Référentiel géologique de la France du BRGM par des données précises sur les hydrocarbures.

Propositions :

a) Dans un premier temps, réaliser un inventaire de nos ressources par l'emploi de techniques non invasives

Il s'agit :

· de procéder au recensement, à l'analyse et à la modélisation des connaissances existantes ;

· d'améliorer ces connaissances grâce à l'usage de la sismique-réflexion.

Ce travail pourrait être confié au BRGM et à l'IFPEN. Par ailleurs, les entreprises qui souhaiteraient procéder à de telles recherches ne devraient pas voir leurs efforts entravés.

b) Dans un second temps, forer quelques dizaines de puits d'exploration

Il n'est pas possible de connaître les ressources techniquement récupérables, ni les réserves économiquement exploitables, sans procéder à quelques dizaines de forages d'exploration sur un ou plusieurs bassins, impliquant l'usage de la fracturation hydraulique.

Toutes les précautions connues, permettant de trouver une solution à chaque problème environnemental, dont aucun ne doit être nié, devront être appliquées. La quarantaine de puits fracturés forés en France n'a entraîné aucun inconvénient notable. Les administrations compétentes devront être chargées de contrôler le processus.

Cela supposera un cadre législatif nouveau, prévoyant une exception à la loi du 13 juillet 2011.

L'exploration ne saurait être engagée avant l'étude des risques potentiels, notamment la protection des aquifères (étanchéité du forage, ...).

6. Établir un programme de recherches sur les techniques d'exploitation des hydrocarbures de roche-mère - techniques alternatives et fracturation hydraulique - ainsi que sur leurs risques

Constat :

La France risque de prendre du retard dans le domaine de la recherche sur l'extraction des hydrocarbures, qui est l'objet d'un renouveau d'intérêt de la part de la communauté scientifique, au niveau mondial. Comme le note le rapport de l'Alliance nationale de coordination de la recherche pour l'énergie (ANCRE)97(*), « l'amélioration des technologies de production existantes de même que la recherche de techniques alternatives suscitent aujourd'hui un fort intérêt de la communauté scientifique comme en témoigne le nombre d'articles scientifiques en forte croissance depuis 2007 provenant du secteur académique sur cette thématique ».

Propositions :

a) Établir un programme de recherche sur l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère

Ce programme doit reprendre les orientations proposées par l'ANCRE, qui portent sur les aspects suivants :

- l'étude des propriétés des roches-mères ;

- la connaissance des impacts sanitaires et environnementaux de la fracturation hydraulique ;

- les améliorations de la fracturation hydraulique ;

- le suivi et le contrôle de celle-ci.

b) Établir un programme de recherche spécifique aux techniques alternatives à la fracturation hydraulique

Ce programme devra porter sur :

- les techniques de stimulation alternatives à la fracturation hydraulique ;

- leurs impacts sanitaires et environnementaux ;

- les modalités de leur suivi et de leur contrôle.

Ce programme pourrait notamment intégrer des recherches relatives à la stimulation à l'azote, à la stimulation au propane et à la stimulation au CO2, associée au stockage de celui-ci.

7. Procéder à des expérimentations sur sites sous le contrôle des administrations compétentes

Constat :

Des puits de tests sont nécessaires à l'expérimentation des différentes techniques d'exploitation, qu'il s'agisse de la fracturation hydraulique améliorée ou de techniques alternatives.

Propositions :

Le programme de recherche relatif aux techniques d'exploitation pourra inclure des expérimentations dans un ou plusieurs puits de tests, destinées à valider des techniques de stimulation améliorées.

Ce programme pourra être mené conjointement avec celui préconisé en vue de la réalisation d'une campagne d'évaluation de la quantité récupérable sur un ou plusieurs bassins (proposition n°5).

Comme le programme faisant l'objet de la proposition n°5, le programme de recherche relatif aux techniques d'exploitation nécessitera d'aménager la loi de 2011 pour permettre des expérimentations des différentes techniques d'exploitation. Des solutions devront être apportées à chaque problème environnemental, sous le contrôle étroit des administrations compétentes.

Pour les programmes de recherche faisant l'objet des propositions n° 5 à 7, afin de préserver les finances publiques et dans la mesure où un certain nombre d'entreprises seraient prêtes à investir, à condition d'avoir une visibilité suffisante, il conviendra de privilégier un financement privé associé à un contrôle public des opérations.

8. Maintenir les compétences existant en France en envoyant de jeunes chercheurs à l'étranger et en encourageant la coopération interuniversitaire

Constat :

La recherche est un processus d'investissement à long terme. Ce processus est distinct de celui conduisant, à un moment donné, à autoriser ou à interdire l'utilisation de telle ou telle technique. Il importe d'assurer la pérennité de la formation des jeunes scientifiques français par la recherche sans préjuger des décisions qui seront prises, à l'avenir, quant aux techniques utilisables ou interdites.

Propositions :

a) Encourager les échanges avec quelques universités étrangères

La présence de jeunes scientifiques français sera nécessaire dans les organismes publics qui suivront les questions suscitées par les hydrocarbures non conventionnels, en liaison avec le niveau européen, et dans les entreprises concernées, notamment les entreprises françaises du secteur qui sont nombreuses et présentes sur tous les continents.

Des initiatives devraient être prises en direction d'universités situées dans des pays ayant décidé d'explorer / exploiter leurs ressources non conventionnelles afin que de jeunes Français puissent y effectuer des thèses, des travaux post-doctorat ou des stages.

b) Tirer parti du retour d'expériences de pays ayant fait le choix d'explorer et d'exploiter leurs ressources

L'absence d'anticipation des évolutions en cours dans les secteurs gaziers et pétroliers et, en particulier, l'absence d'exploitation du retour d'expérience d'autres pays, ont contribué au tour conflictuel pris par le débat sur les hydrocarbures non conventionnels en France.

Pour l'avenir, il serait utile d'organiser de manière ouverte et transparente le recueil de ces retours d'expérience, en s'appuyant notamment sur les écoles ou universités françaises ayant des liens établis avec des homologues dans des pays concernés.

Ces travaux devront être équilibrés, c'est-à-dire porter sur tous les retours d'expérience, positifs comme négatifs.

9. Mettre en place un véritable « contrat social » avec les populations y compris au stade de l'expérimentation

Constat :

La participation du public aux processus de décision est une condition essentielle à la réussite des projets. Les populations et les collectivités doivent bénéficier de retombées positives en contrepartie des inconvénients subis du fait des travaux d'exploration ou d'exploitation menés.

Propositions :

a) Mettre en place un dispositif de participation du public

Un dispositif pérenne de consultation et de participation du public aux processus de décision doit être mis en place avant tout programme d'exploration de nos ressources non conventionnelles.

Le code minier doit être modifié en ce sens.

b) Créer un intérêt local à l'exploitation des ressources du sous-sol

Par ailleurs, le code minier doit être réformé pour faire bénéficier les collectivités locales et les propriétaires concernés de retombées financières.

10. Imaginer des mécanismes permettant d'utiliser d'éventuelles ressources en hydrocarbures non conventionnels pour faciliter la transition vers les énergies renouvelables

Constat :

L'éventuelle exploitation des hydrocarbures non conventionnels ne diffèrerait pas la transition énergétique, mais substituerait une ressource produite sur le sol national à une ressource importée coûteuse en déficit commercial, manque à gagner fiscal, emplois et pouvoir d'achat. Les hydrocarbures non conventionnels pourraient avoir un rôle à jouer au moins à titre transitoire pour se substituer aux hydrocarbures importés, réduire la facture énergétique (68 Mds€ en 2012), financer les énergies renouvelables, compléter les énergies intermittentes, dans un contexte de réduction de la part de l'énergie nucléaire.

Proposition :

Faire partiellement financer la transition énergétique (sobriété et intensité énergétiques, énergies renouvelables) par les éventuelles retombées financières des hydrocarbures non conventionnels grâce à la mise en place de mécanismes fiscaux spécifiques.

CONCLUSION

Au moment où notre pays, à travers la question de la transition énergétique, veut redéfinir le panorama de ses ressources et de sa consommation, la question de la part des hydrocarbures dans nos besoins se pose à nouveau. Si des économies substantielles peuvent être réalisées, nos besoins en gaz et en pétrole resteront bien réels, comme ceux de notre alter ego européen l'Allemagne. S'il faut s'opposer au développement d'exploitations minières comme le lignite en Allemagne, saccageant les paysages et augmentant la part des rejets de CO2, il faut s'interroger sur l'opportunité d'une part de ressources en hydrocarbures non conventionnels.

La France doit encourager la recherche pour définir une méthode respectueuse de l'environnement qui donnerait à notre économie une respiration pour mieux répondre à nos besoins pour les prochaines décennies en pétrole et en gaz et desserrer le noeud coulant d'importations de plus en plus lourdes à supporter.

À l'issue de leurs travaux, vos rapporteurs estiment que l'exploration et l'exploitation des gisements non conventionnels d'hydrocarbures sont un processus maîtrisable. De nombreuses pistes existent, s'agissant tant de l'amélioration de la fracturation hydraulique que de l'emploi de méthodes différentes. Les déplacements réalisés, notamment aux États-Unis, ont montré d'une part que les technologies alternatives étaient plus développées qu'on ne le croit bien souvent en France et, d'autre part, que la fracturation hydraulique était en voie d'amélioration continue.

Ces nouvelles technologies ont toutefois un coût supérieur à celui des anciennes, dans un contexte où la production d'hydrocarbures est par nature soumise à des conditions économiques critiques. L'estimation de nos réserves, c'est-à-dire de nos ressources susceptibles d'une exploitation commerciale, ne dépendra donc pas que de nos ressources géologiques ; elle dépendra aussi de nos choix technologiques. Nous pouvons choisir d'exploiter avec un haut degré d'exigence environnementale.

En tout état de cause, si notre pays décidait d'explorer finalement ses réserves, il conviendrait d'élaborer au préalable une réglementation et des processus de concertation adaptés, de même qu'un schéma de répartition des bénéfices engendrés.

Pour terminer, s'il est une idée à retenir, c'est la nécessité de ne pas obérer l'avenir en entravant la recherche.

Les choix technologiques sont bien évidemment d'abord des choix politiques. Mais la recherche doit néanmoins suivre son cours, sans préjuger de ses résultats. Cet effort de recherche doit être accompli tant par les organismes publics que par les entreprises. Dans la mesure où celles-ci seraient prêtes à financer un certain nombre de travaux expérimentaux, il paraît légitime, étant donné l'état de nos finances publiques, de privilégier un financement privé des opérations. Ce financement privé ne saurait aller sans un étroit contrôle public. Notre pays possède historiquement les compétences nécessaires à la mise en place d'un tel contrôle, de type administratif.

À l'inverse, si notre pays décidait de céder à une forme d'obscurantisme, il courrait le risque de prendre un retard difficilement rattrapable. Comme on le voit dans de nombreux autres secteurs économiques, l'innovation suit une courbe d'apprentissage continue. C'est un processus cumulatif, au cours duquel un certain nombre d'étapes doivent être franchies, avant d'espérer des ruptures technologiques.

ADOPTION PAR L'OFFICE

Lors de sa réunion du 26 novembre 2013, l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques a adopté, par dix-neuf voix contre deux, les conclusions et les propositions du rapport sur « Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels ».

COMPTE RENDU DE LA RÉUNION DE L'OFFICE
DU 26 NOVEMBRE 2013

Présidence de M. Bruno Sido, sénateur, président

Examen du rapport sur « Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels »

M. Bruno Sido, sénateur, président

C'est à la demande de la commission des affaires économiques du Sénat que l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques a été saisi d'une étude sur les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des gisements non conventionnels d'hydrocarbures.

Pour mener à bien cette étude, les rapporteurs ont procédé à des auditions, effectué plusieurs déplacements en France métropolitaine et à l'étranger, recueilli des avis écrits et ils ont constitué auprès d'eux, comme l'article 22 du Règlement intérieur de l'Office leur en donne la faculté, un groupe de travail de quelques personnes afin de s'entourer d'avis autorisés à certaines phases de leur travaux.

En juin 2013, les rapporteurs ont présenté à l'Office un projet de rapport d'étape alors qu'ils n'avaient pas encore effectué leurs déplacements aux États-Unis d'Amérique et en Pologne et qu'il leur restait un certain nombre d'auditions à effectuer.

À la suite de la publication de ce rapport d'étape, le président de la commission des affaires économiques du Sénat a rappelé que le rapport attendu devait porter prioritairement sur les techniques alternatives à la fracturation hydraulique ; d'où de plus amples développements consacrés à ce thème dans le document qui vous est soumis aujourd'hui. Le présent projet de rapport final intègre également les enseignements tirés des déplacements et des auditions réalisés depuis le mois de juin ; il élargit et affine l'analyse du rapport d'étape.

À l'issue de la présentation effectuée par les rapporteurs, je donnerai la parole à ceux de nos collègues qui souhaiteraient développer une argumentation, obtenir des éclaircissements complémentaires ou auraient des amendements à présenter.

J'aurai moi-même certaines modifications à suggérer aux rapporteurs, à moins que leurs explications me convainquent de l'inutilité desdites modifications.

Avant de débuter l'examen du projet de rapport final, je souhaiterais attirer votre attention sur le fait que, dans sa réunion du 22 octobre, le Bureau de l'Office a souhaité faciliter l'examen des projets de rapports en organisant désormais une consultation préalable de ces travaux plus large qu'à l'accoutumée, faisant d'ailleurs ainsi écho à la demande de plusieurs de nos collègues présents aujourd'hui.

C'est pourquoi, le projet de rapport examiné ce jour a pu être consulté, tant à l'Assemblée nationale qu'au Sénat, dès la fin d'après-midi de vendredi dernier 22 novembre et encore hier, lundi 5 novembre, de 9 heures à 19 heures, sans interruption, et, enfin, aujourd'hui, du début de la matinée jusqu'à l'ouverture de la présente réunion. Deux de nos collègues ont profité de cette opportunité dès vendredi et lundi.

Il ne m'a pas échappé que, derrière la recherche de techniques alternatives à la fracturation hydraulique, plus respectueuses de l'environnement ou de la santé, se trouve le choix de recourir, ou non, à la fracturation hydraulique elle-même. Or, cette technique suscite, dans nombre de pays du monde, des passions se résumant parfois à des oppositions marquées entre des opinions pour ou contre la fracturation hydraulique. Et ce, sans que les arguments des uns et des autres aient pu être exposés, analysés et débattus.

À l'inverse, les méthodes de travail de l'OPECST, confortées par une expérience d'une trentaine d'années, supposent d'entendre toutes les parties prenantes, de retracer les arguments présentés et d'avoir ensuite, entre nous, en séance plénière, un débat à partir de données scientifiques et techniques aussi approfondies que possible.

À ce stade, la présence du maximum possible de membres de l'OPECST, et non de quelques-uns seulement, est souhaitable et je remercie vivement chacun d'entre vous d'avoir donné la priorité à l'Office en cette fin d'après-midi.

Le maintien de cette tradition est le gage de la réputation de l'OPECST et j'en suis le garant.

Le Premier vice-président de l'OPECST, Jean-Yves Le Déaut, est, tout autant que moi, soucieux que, aujourd'hui encore, les méthodes traditionnelles de l'Office démontrent, une fois de plus, leur efficacité.

Seuls peuvent être échangés entre nous des arguments étayés, reflétant à la fois la richesse et la diversité des points de vue des personnes entendues lors des auditions, les lectures de publications scientifiques et les réflexions des membres de l'Office.

C'est dans ce cadre et dans cet esprit que j'aurai, dans quelques minutes, le plaisir de donner la parole à M. Christian Bataille qui débutera la présentation du travail des rapporteurs puis à M. Jean-Claude Lenoir ; étant précisé que les deux rapporteurs alterneront plusieurs fois entre eux afin de rendre leur présentation plus vivante.

Je demande à chacun d'entre vous de bien vouloir laisser les rapporteurs aller au terme de leur présentation technique complexe avant de poser des questions ou de présenter des amendements au texte du projet de rapport final qui deviendra, si vous en décidez ainsi, un rapport de l'Office dont la publication pourra intervenir ultérieurement dans le respect des dispositions du Règlement intérieur.

M. Jean-Yves Le Déaut, député, premier vice-président

Etant à l'Office depuis 1986, je souhaiterais rappeler, sur ce sujet important, ce qui fait la spécificité du travail de l'Office parlementaire.

D'une part, l'étude de l'OPECST, même si elle relève d'une démarche d'évaluation, ne possède pas de dimension académique. C'est une démarche débouchant sur une prise de responsabilité politique. Les rapporteurs, qui proposent des analyses, disposent de la légitimité que leur confère leur élection au suffrage universel. L'Office, qui examine ces analyses, est lui-même un organe politique. Les recommandations adoptées bénéficieront de la légitimité d'une délibération parlementaire. L'Office est, en effet, un organe du Parlement, comme les commissions et les autres délégations. Les procédures académiques d'évaluation visent à une vérité absolue et débouchent bien souvent sur un éventail d'options, faute d'une légitimité pour trancher. C'est le cas des travaux de nombre de nos homologues européens, qui sont, sauf en Finlande et en Suède, des instances techniques d'évaluation au service de leur Parlement, et non des organes parlementaires.

D'autre part, le précédent point est indissociable d'un second : l'exigence de la conformité à une méthode d'investigation. Cette méthode a fait le succès de l'Office depuis plus de vingt-cinq ans. Il s'agit d'abord d'entendre toutes les parties prenantes, même si elles paraissent éloignées a priori du sujet, afin de trouver des pistes de réflexion inédites. Il s'agit, ensuite, de s'appuyer sur l'ensemble du savoir scientifique et technologique disponible. Il s'agit, enfin, de faire, ce que vous avez fait le 18 avril 2013, des auditions publiques, collectives et contradictoires, afin de permettre à des avis opposés de s'exprimer.

J'ai voulu rappeler ces principes fondateurs de l'Office au moment de la présentation de ce rapport qui est placé sous les feux de l'attention médiatique. Il n'est pas l'expression d'un parti-pris idéologique. Il répond à une question d'abord technique : celle des alternatives à la fracturation hydraulique. C'est une prise de position politique au sens le plus noble du terme, reflétant notre engagement pour l'intérêt général.

M. Christian Bataille, député, rapporteur

En présentant à l'Office un rapport d'étape, le 5 juin dernier, nous avions souhaité verser une contribution au Débat national sur la transition énergétique. Depuis lors, nous avons poursuivi nos auditions, accompli un déplacement à Montpellier, une mission aux États-Unis d'Amérique en juillet et une mission en Pologne en septembre. Par ailleurs l'Office a adopté le rapport de M. Bruno Sido et M. Jean-Yves Le Déaut sur la transition énergétique à l'aune de l'innovation et de la décentralisation, qui évoque les conclusions de notre rapport d'étape.

Nous avons réalisé, au total, quarante-trois auditions et sept déplacements dont deux à l'étranger, que je viens d'évoquer, et cinq en France (en Lorraine, dans le Nord Pas-de-Calais, en Seine-et-Marne et dans le sud-est). Nous avons rencontré près de deux cents personnes, de tous horizons : organismes publics, entreprises, chercheurs, économistes, associations de protection de l'environnement, élus... Nous avons réuni à trois reprises le comité scientifique que nous avons constitué spécifiquement pour cette étude, composé de personnalités d'horizons divers, non directement parties prenantes au débat.

Nous avons tenu compte des observations qui ont été formulées sur notre rapport d'étape. Nous avons en particulier approfondi la question des techniques différentes de la fracturation hydraulique, qui se révèlent plus avancées que ce que les auditions menées pour le rapport d'étape permettaient de penser.

Mais nous avons également constaté, à travers nos auditions, que l'enjeu dépassait le choix de la technique : c'est l'opportunité d'exploiter, et même simplement de connaître, nos ressources fossiles qui est aujourd'hui remise en question.

Nous allons vous présenter nos observations et nos conclusions, en commençant par traiter des méthodes de fracturation différentes de la fracturation hydraulique. Puis nous évoquerons les méthodes sans fracturation utilisables pour l'extraction du gaz de houille, puis les améliorations de la fracturation hydraulique et, enfin, les enjeux de l'exploration de nos ressources.

M. Jean-Claude Lenoir, sénateur, rapporteur

Je commencerai par évoquer les caractéristiques des gisements non conventionnels d'hydrocarbures avant de vous présenter les différents types de procédés de stimulation de la roche que nous avons étudiés.

Les techniques d'extraction des hydrocarbures non conventionnels répondent toutes à la nécessité de libérer une ressource piégée dans une roche imperméable. Il n'existe pas de technique miraculeuse, en raison de la nature même de ces ressources qui sont de deux types :

- Les hydrocarbures de roche-mère, qui présentent la particularité de ne pas avoir pu migrer pour s'accumuler dans un réservoir. Ils sont restés dispersés au sein d'une roche peu perméable, de type argileux.

- Les hydrocarbures de réservoirs compacts, dont les réservoirs sont de mauvaise qualité, car la pression y est très forte.

En raison de ces caractéristiques, des technologies d'extraction spécifiques sont employées :

- Le forage horizontal qui permet d'augmenter la section productive de chaque puits et, ainsi, de limiter le nombre de puits nécessaires. En pratique, lorsque le forage vertical atteint la roche-mère, il amorce une courbe puis devient horizontal dans la couche à exploiter, sur une longueur de plusieurs centaines de mètres à quelques kilomètres, le record étant de onze km.

- La stimulation qui permet d'améliorer la perméabilité de la roche. L'acidification, utilisée dans les réservoirs conventionnels, n'est pas suffisante. La fracturation a pour objet de créer des microfissures et de réactiver le réseau naturel de failles existant dans la roche, afin de faciliter l'écoulement des hydrocarbures.

La fracturation hydraulique est la méthode très majoritairement employée, mais elle n'est pas la seule technique possible. Les propriétés du gisement et les caractéristiques de l'environnement en surface peuvent conduire au choix d'autres technologies. Plusieurs paramètres interviennent dans ce choix.

Un premier paramètre est celui de la disponibilité de l'eau. En effet, la fracturation hydraulique est la méthode la plus employée en raison de l'abondance et du faible coût de la ressource en eau, mais cette force peut devenir une faiblesse, par exemple en milieu désertique (chaud ou froid), lorsque l'eau est difficilement accessible, par exemple lorsqu'elle gèle, ou lorsqu'elle fait l'objet de conflits d'usage importants.

Un deuxième paramètre est celui du maintien de l'intégrité et de la performance des puits. Dans certains types de roche, l'eau peut abîmer le puits (par exemple, elle gonfle l'argile) et réduire l'efficacité du prélèvement d'hydrocarbures. Par ailleurs, l'eau n'est pas naturellement compatible avec les hydrocarbures, contrairement à certains autres fluides. Les méthodes alternatives permettent souvent de rendre les puits plus productifs. Elles augmentent le volume de ressource récupérable. Elles peuvent servir, en fin d'exploitation, à réactiver un puits dont la production décline.

Enfin, l'emploi de technologies différentes de la fracturation hydraulique peut avoir un effet positif sur l'environnement en préservant la ressource en eau et en réduisant le nombre d'additifs nécessaires, grâce à l'utilisation de fluides chimiquement compatibles avec la ressource extraite.

Quelles sont, alors, les techniques susceptibles d'être employées ou faisant l'objet de recherches ? Je les évoquerai en allant des moins opérationnelles aux plus abouties.

Il s'agit d'abord de procédés de stimulation permettant d'éviter l'emploi de quantités importantes de fluides :

- La fracturation par arc électrique : cette technique a été étudiée, en France, à l'Université de Pau. Je ne vais pas entrer ici dans le détail des procédés, mais vous pourrez trouver des précisions dans notre rapport.

- La fracturation par procédé thermique : il s'agit de chauffer la roche, ce qui a deux effets. D'une part, cela conduit à déshydrater la roche et donc à la fissurer. D'autre part, cela favorise la transformation d'hydrocarbures lourds en hydrocarbures légers.

- La fracturation pneumatique consiste à injecter de l'air comprimé pour désintégrer la roche-mère grâce à des ondes de choc. Des pistolets à air comprimé peuvent être utilisés. Une variante de ce procédé fait usage d'hélium, la fracturation étant provoquée par la forte expansion de ce gaz lors de son réchauffement dans le sous-sol.

J'en viens aux techniques de stimulation à partir de gaz liquéfiés ou gélifiés. Il s'agit de gaz liquides qui peuvent être utilisés seuls ou avec des additifs, afin de constituer des mousses. Ces fluides alternatifs ont déjà été utilisés depuis une quarantaine d'années aux États-Unis et au Canada. Ils continuent à faire l'objet de recherches.

Depuis une quarantaine d'années, trois types de fluides ont été utilisés en Amérique du nord : le propane, les mousses à base d'azote ou de CO2, ainsi que l'azote ou le CO2 liquides. L'utilisation de gaz liquides permet de se passer complètement d'eau et d'additifs. Pour les mousses, la réduction est de 80 % du volume d'eau nécessaire. Elles sont gélifiées à l'aide de dérivés de la gomme de guar qui est un produit alimentaire. L'emploi de ces techniques par le passé n'est pas anecdotique. À titre d'exemple, de 1981 à 1998, le CO2 liquide a été utilisé environ 1 400 fois dont environ 200 en combinaison avec l'azote. Aux États-Unis, 2 % à 3 % des forages utilisent ces fluides dits énergisés.

Les recherches sur ces fluides se poursuivent. Le département de l'énergie américain finance, par exemple, des recherches sur une technique cryogénique de fracturation à base d'azote et/ou de CO2, dans le but d'éliminer le besoin en eau, afin d'approfondir les connaissances déjà acquises.

Nous avons également été témoins de ces recherches en Pologne, à la suite des premiers travaux d'exploration menés, qui ont révélé des difficultés liées à la géologie. Les roches-mères polonaises sont très profondes et très denses, entraînant de faibles taux de récupération des hydrocarbures. La ressource ne manque pourtant pas. Dans ce contexte, des chercheurs ont entrepris des travaux sur des techniques susceptibles d'accroître la productivité des puits. Il s'agit d'une méthode de séquestration souterraine du CO2, associée à la récupération de gaz de roche-mère.

Je terminerai cette présentation des méthodes différentes de la fracturation hydraulique en évoquant la stimulation au propane. L'usage de propane liquide est ancien mais connaît des évolutions.

La stimulation au propane est utilisée depuis cinquante ans par l'industrie. Le propane a notamment été employé par le passé pour restimuler des puits conventionnels sous-pressurisés. S'agissant de l'extraction non conventionnelle, la stimulation au propane gélifié a été développée par la société canadienne GasFrac. Entre 2008 et 2013, près de 1 900 opérations de stimulation ont été réalisées par cette entreprise en Amérique du Nord (principalement au Canada). Le gel employé nécessite moins d'additifs, notamment pas de biocides.

Par ailleurs, la société ecorpStim développe une technologie de stimulation au propane pur, sans additifs, qui a été testée avec succès en 2012. Le seul et unique fluide utilisé est du propane pur liquide, avec un proppant, c'est-à-dire du sable nécessaire ou maintien des fissures ouvertes. Ce fluide est réutilisable jusqu'à 95 %. Les besoins en transport sont donc réduits. En revanche, cette technique nécessite la manipulation de quantités importantes de propane inflammable en surface. Un accident s'est d'ailleurs produit chez GasFrac, en 2011, provoquant plusieurs blessés. Elle n'est pas adaptée aux contextes très denses en population et nécessite la mise en place de procédures de prévention des risques industriels.

La stimulation au propane fait l'objet d'améliorations, avec l'usage de propane non inflammable, actuellement développé par ecorpStim. Il s'agit d'une forme fluorée de propane, utilisée sans eau ni additifs, qui permet de supprimer la totalité des risques industriels liés à l'utilisation de propane traditionnel. Le propane non inflammable est utilisé dans le domaine médical et pour l'extinction des feux. Il a été développé pour les aérosols, car il n'a pas d'effet sur la couche d'ozone. Il pourrait être produit en France (Solvay). C'est une perspective intéressante.

Vous trouverez dans le rapport un tableau synthétique des avantages et inconvénients des principales techniques alternatives à la fracturation hydraulique.

M. Christian Bataille

Je vais maintenant présenter les spécificités de la production de gaz de houille, avant d'évoquer ses perspectives en France.

Le gaz de houille est un gaz non conventionnel dont la roche-mère est le charbon. Il fut considéré pendant longtemps essentiellement comme un danger pour l'industrie minière. Il est aujourd'hui considéré comme une source potentielle d'énergie importante au niveau mondial.

Le gaz de houille est constitué du gaz de mine et du gaz de couche. Le premier est issu de mines exploitées. Il est récupéré, par exemple, depuis 1975 dans le Nord Pas-de-Calais. Le second est issu de couches inexploitées de charbon. Il est produit depuis les années 1980 aux États-Unis et, depuis les années 1990, en Australie. C'est le gaz de couche que j'évoquerai ici, sous l'appellation « gaz de houille ».

Les techniques employées pour l'extraction du gaz de houille présentent des différences avec les techniques employées plus généralement pour la production des hydrocarbures non conventionnels :

Tout d'abord, la production de gaz de couche est généralement associée à celle d'une grande quantité d'eau. Pour libérer le méthane, on commence par pomper l'eau. Dans un premier temps, le puits produit davantage d'eau que de gaz, avant que la situation ne s'inverse.

Ensuite, le gaz de houille ne requiert pas toujours de forage horizontal. La finesse de la couche peut être un obstacle.

Enfin, l'extraction du gaz de houille ne requiert pas non plus toujours de fracturation hydraulique. En effet, il se peut que le charbon soit suffisamment perméable, de par sa structure naturelle, du fait du réseau de fractures qui le traverse. Si l'usage de la fracturation hydraulique pour l'extraction du gaz de houille est largement répandu aux États-Unis, il est, en revanche, plus rare en Australie. Dans la région du Queensland, qui est la principale région australienne productrice de gaz de couche, la fracturation hydraulique n'a, à ce jour, été employée que dans 8 % des puits forés dans les couches de charbon.

Lorsqu'aucune technique de fracturation n'est employée, la gestion industrielle est des plus classiques, sans besoin d'eau - au contraire, l'exploitation en produit. D'après un rapport récent du BRGM et de l'INERIS, le risque principal à prendre en compte est relatif à une éventuelle contamination de l'eau extraite, qu'il faut surveiller. Par ailleurs, toutes les précautions habituellement applicables en matière de forage doivent, bien sûr, être respectées.

En France, les deux bassins les plus prometteurs sont ceux de Lorraine et du Nord Pas-de-Calais. La société EGL, qui mène actuellement des travaux d'exploration, juge que le gaz de houille pourrait y être produit sans recours à la fracturation, si les premiers résultats qu'elle a obtenus en Lorraine sont confirmés par des travaux actuellement en cours, qui doivent aboutir en 2014.

En Lorraine, des tests de production ont déjà été réalisés sur un puits comportant des drains horizontaux multilatéraux (site de Folschviller 2). Trois campagnes de tests y ont été effectuées depuis 2008. La couche de charbon serait épaisse, propice à l'installation de drains horizontaux. Le charbon présenterait une perméabilité compatible avec une exploitation sans fracturation. Les résultats obtenus à ce jour sont toutefois insuffisants. Quatre autres sites pilotes sont prévus. Un forage est en cours sur le site de Trittelling, avec de premiers résultats attendus avant la mi-2014. Ces travaux ne semblent pas, localement, susciter de réticences de la population. Un consensus politique existe, par ailleurs, dans cette région, en faveur des travaux d'exploration.

La situation est moins avancée dans le Nord Pas-de-Calais, où l'on estime que seuls 10 % du charbon du bassin a été exploité dans le passé. Quatre demandes de forages ont été déposées, notamment sur les sites d'Avion et de Divion. Il s'agit de procéder à des forages verticaux à environ 1 500 m pour connaître la teneur en gaz et le degré de perméabilité du charbon. Dans cette région de culture industrielle et minière, comme l'est la Lorraine, il est probable que la population ne serait pas défavorable à ces travaux d'exploration.

Je vais maintenant poursuivre ce panorama des techniques en évoquant la fracturation hydraulique, qui n'est pas une technique figée puisqu'elle connaît des évolutions.

Les risques de la fracturation hydraulique sont bien connus. Ils sont énumérés dans le rapport. Je n'y reviendrai pas dans le détail ici. Je souhaiterais néanmoins mentionner trois points.

D'une part, les images du film Gasland, qui sont à l'origine de la tournure prise par le débat en France, sont des images trompeuses : il est aujourd'hui établi que, si l'eau du robinet s'enflamme dans ce film, c'est en raison de la présence de gaz biogénique c'est-à-dire de gaz produit à proximité de la surface par la décomposition et la fermentation de matière organique, et non de gaz issu de l'exploitation des hydrocarbures.

D'autre part, nous avons approfondi la question des fuites de méthane, que diverses études estimaient entre 3 % et 8 %, susceptible d'anéantir les effets bénéfiques de la réduction de la consommation de charbon aux États-Unis. Or, une étude plus récente de l'Université d'Austin conclut que les fuites, au stade de la production de gaz non conventionnel, sont de 0,42 %. Les techniques et règlementations tendant à éviter l'émission de méthane dans l'atmosphère progressent.

Enfin, les risques sont variables selon les régions. Nous nous sommes rendus à Montpellier où des chercheurs ont attiré notre attention sur la complexité géologique de la région sud-est et les risques spécifiques qui seraient encourus si des précautions n'étaient pas prises. Les éventuelles failles et les réseaux de circulation de l'eau souterraine dans cette région sont mal connus. De plus, l'eau consommée ne provient pas de nappes proches de la surface mais de nappes plus profondes. Un effort redoublé de recherches sur le sous-sol est donc nécessaire.

La fracturation hydraulique est donc une technique qui doit être strictement encadrée. Nous avions déjà indiqué dans notre rapport d'étape que c'était une technique ancienne (utilisée pour la première fois en 1947 aux États-Unis), déjà employée en France à au moins quarante-cinq reprises, et faisant l'objet de constantes améliorations.

Nous possédons, en France, toutes les compétences nécessaires à la mise en place et au contrôle de l'application d'une réglementation spécifique qui devrait concerner notamment les points suivants la transparence et la concertation, le choix des sites de forage après études géologiques appropriées, le contrôle et la prévention des fuites, l'usage d'additifs, avec l'établissement d'une liste de produits autorisés, et l'obligation de divulguer la composition des fluides de fracturation, la protection des paysages par le regroupement des puits en « grappes », la protection des sols et leur re-végétalisation après la phase de forage.

Cette réglementation aura un coût pour l'industrie, mais elle ne pose pas de problèmes de principe majeurs ; la France dispose déjà d'une administration capable de contrôler sa mise en oeuvre, avec le réseau des directions régionales de l'environnement, de l'aménagement et du logement (DREAL).

M. Jean-Claude Lenoir

Je vais maintenant évoquer l'évaluation de nos ressources, qui nous semble un préalable indispensable pour savoir de quoi nous parlons. Il s'agit de connaître notre patrimoine national, avant de décider, ou non, de l'exploiter.

Les estimations de ressources reposent sur les calculs de l'Agence américaine d'information sur l'énergie, qui ont été récemment affinés (en juin 2013). Ces estimations sont sommaires. Elles sont réalisées par extrapolation de données de teneur en hydrocarbures issues de quelques sondages à l'ensemble du bassin considéré, sans tenir compte de leur variabilité géologique. Pour la France, le montant de 3 900 milliards de m3 de ressources techniquement récupérables est avancé. Ce montant a été révisé à la baisse puisqu'il s'élevait, en avril 2011, à 5 100 milliards de m3.

Les principaux bassins identifiés sont le bassin parisien (pour les huiles) et le bassin sud-est (pour le gaz). Mais pour le confirmer, il serait nécessaire :

- de rassembler les connaissances existantes, actuellement éparses ;

- de mener des expérimentations ainsi que des travaux à l'aide de techniques non invasives telles que la sismique-réflexion, actuellement interdite pour la recherche d'hydrocarbures non conventionnels par une circulaire du 21 septembre 2012 ;

- de procéder in fine, dans un cadre juridique à définir, à des forages de tests qui sont indispensables à l'évaluation du taux de récupération des hydrocarbures présents. Une vingtaine de forages pourrait être suffisante pour évaluer les réserves du bassin parisien ; à l'échelle de la France, quelques dizaines de forages sont à envisager.

M. Christian Bataille

Connaître nos ressources est le préalable indispensable à l'évaluation de l'impact économique d'une éventuelle exploitation de nos hydrocarbures non conventionnels. Cet impact est avéré aux États-Unis. Il porte tant sur la balance commerciale que sur la croissance économique, l'emploi et les finances publiques. Mais cet impact est difficilement transposable en Europe, en l'absence de connaissance précise de nos réserves.

En France, il est probable qu'un impact appréciable pourrait être observé au moins sur les bassins locaux d'emplois et sur la balance commerciale.

S'agissant des bassins d'emploi, cet impact peut être significatif comme ce fut le cas autour du gisement de Lacq qui a créé un environnement favorable pour les industriels et les universitaires.

S'agissant de la balance commerciale, notre facture énergétique s'élève à 68 milliards d'euros en 2012. Notre dépendance énergétique, s'agissant des hydrocarbures, est presque totale et nous ne pourrons pas nous passer des énergies fossiles au cours des prochaines décennies. Il est même probable que nous soyons contraints, à l'avenir, de nous fournir en pétrole et en gaz provenant de gisements non conventionnels à l'étranger. Faudra-t-il, dans ces conditions, continuer à refuser d'étudier la possibilité de consommer nos propres ressources ? Par ailleurs, la France possède des entreprises de stature internationale dans le secteur pétrolier et parapétrolier. Mais, si leur compétence n'est pas développée ici, ces entreprises iront l'exercer ailleurs, comme elles le font d'ores et déjà.

Enfin, s'il est un impact économique certain, c'est celui de la révolution énergétique américaine sur l'industrie pétrochimique européenne. L'industrie pétrochimique américaine est aujourd'hui en plein essor. Des délocalisations d'entreprises françaises outre Atlantique sont à craindre, avec des effets en chaîne dans toutes les branches de l'industrie manufacturière qui utilisent les produits de la pétrochimie.

M. Jean-Claude Lenoir

Au terme de notre rapport, nos propositions sont les suivantes :

- Appliquer pleinement la loi du 13 juillet 2011 : renouer un dialogue pérenne entre l'État et l'industrie. Il s'agit de mettre en oeuvre la loi du 13 juillet 2011 dans toutes ces composantes c'est-à-dire : mettre en place la Commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux ; remettre au Parlement le rapport annuel prévu par la loi ; mettre en place le programme d'expérimentations scientifiques sous contrôle public supposé par la loi.

- Poursuivre rapidement l'exploration puis l'exploitation du gaz de houille si sa production sans fracturation hydraulique se révèlait viable. Il s'agit de faire réaliser par le BRGM et l'IFPEN des synthèses portant sur le gaz de houille en France ; de poursuivre rapidement l'exploration puis l'exploitation du gaz de houille en Lorraine si sa production sans fracturation hydraulique se révèlait viable ; d'accélérer les travaux d'exploration du gaz de houille sans fracturation hydraulique dans le Nord-Pas-de-Calais.

- Retirer la circulaire du 21 septembre 2012 qui empêche, à l'heure actuelle, tous travaux de recherche. Cette circulaire interdit notamment les travaux d'exploration par sismique-réflexion. Elle va au-delà de la loi.

- Encourager la mise en place d'un cadre européen pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels. En effet, le Conseil européen du 22 mai 2013 a exprimé l'engagement de l'Union européenne en faveur du développement de ses ressources énergétiques autochtones. La France doit encourager l'élaboration d'un cadre pour une exploitation sûre des hydrocarbures non conventionnels en Europe. La recherche doit également être encouragée au niveau de l'Union européenne.

- Faire de la connaissance de notre sous-sol une priorité de la recherche. Il s'agit, dans un premier temps, de réaliser un inventaire de nos ressources par l'emploi de techniques non invasives : recensement des connaissances, analyse et modélisation, usage de la sismique-réflexion ; et, dans un second temps, de forer quelques dizaines de puits d'exploration en appliquant toutes les précautions connues et en faisant contrôler le processus par les administrations compétentes. Cela suppose un cadre législatif nouveau, prévoyant une exception à la loi de juillet 2011.

M. Christian Bataille

Nous formulons également les propositions suivantes :

- Établir un programme de recherches sur les techniques d'exploitation des hydrocarbures de roche-mère et leurs risques, incluant un volet spécifique aux techniques alternatives à la fracturation hydraulique (notamment : azote, propane, stimulation au CO2 associée au stockage de celui-ci).

- Procéder à des expérimentations sur sites sous le contrôle des administrations compétentes. Ce programme d'expérimentation des techniques pourra être mené conjointement avec celui préconisé en vue de l'évaluation de la quantité récupérable sur un ou plusieurs bassins. Afin de préserver les finances publiques et, dans la mesure où un certain nombre d'entreprises seraient prêtes à investir, à condition d'avoir une visibilité suffisante, il conviendra de privilégier un financement privé associé à un contrôle public des opérations.

- Maintenir les compétences existant en France en envoyant de jeunes chercheurs à l'étranger et en encourageant la coopération interuniversitaire. Il s'agit d'encourager les échanges avec quelques universités étrangères et de tirer parti du retour d'expériences de pays ayant fait le choix d'explorer et d'exploiter leurs ressources.

- Mettre en place un véritable « contrat social » avec les populations, y compris au stade de l'expérimentation. Il est nécessaire de modifier le code minier afin de mettre en place un dispositif de participation du public et de créer un intérêt local à l'exploitation des ressources du sous-sol.

- Imaginer des mécanismes permettant d'utiliser d'éventuelles ressources non conventionnelles pour faciliter la transition vers les énergies renouvelables, grâce à une fiscalité spécifique.

M. Jean-Claude Lenoir

En conclusion, la loi de 2011 ne justifie pas le climat de suspicion généralisée entourant aujourd'hui tous travaux d'exploration d'hydrocarbures. Que ce soit dans le sud-est ou dans le Bassin parisien, étant donné les moyens à mettre en oeuvre pour réaliser des opérations de fracturation hydraulique et l'étroite surveillance dont les sociétés détentrices de permis font l'objet, il paraît peu probable que l'une d'elles s'aventure à violer la loi du 13 juillet 2011 pour se livrer clandestinement à des opérations de fracturation hydraulique. Nous avons la conviction que les blocages rencontrés ne peuvent provenir, en réalité, que d'une réticence vis-à-vis de toute forme d'exploration et d'exploitation des ressources fossiles.

Enfin, s'il est une idée à retenir, c'est la nécessité de ne pas obérer l'avenir en entravant la recherche. La recherche doit suivre son cours. Elle doit être accomplie par les organismes publics et par les entreprises qui seraient prêtes à la financer. Tout retard pris dans ce domaine serait difficilement rattrapable. Nous sommes rejoints, dans cette analyse, par l'avis rendu, le 15 novembre dernier, par l'Académie des sciences.

M. Denis Baupin, député

Mme Corinne Bouchoux et moi-même n'avons pu que survoler le rapport et trouvons que les conditions de travail de l'Office ne sont pas à la hauteur de sa prétention à incarner un travail parlementaire et scientifique. Nous avons dû trouver le temps, dans nos agendas chargés, de venir en personne lire ce rapport, dans des délais extrêmement courts. Aucun autre de nos collègues n'en a trouvé le temps, ils vont donc découvrir ce rapport important sur table. Je ne conteste pas le principe de confidentialité, mais il faudrait que nous puissions travailler correctement et donc lire le rapport.

Le rapport, très intéressant, comporte un énorme écart entre son contenu et ses conclusions. Il fait preuve d'un parti-pris idéologique fort, avec l'emploi de mots tels que celui d' « obscurantisme » dans sa conclusion. Ce rapport vise en fait à démontrer qu'il faut utiliser, à tout prix, les gaz de schiste.

Pourtant, les incertitudes sur la géologie du sud-est de la France sont mentionnées, avec un écart de 1 à 1 000 dans les estimations de réserves d'hydrocarbures. Les incertitudes quant aux effets économiques sont aussi évoquées. À ce sujet, j'ai présidé le groupe de travail sur la compétitivité économique dans le cadre du débat sur la transition énergétique où la situation des États-Unis a été évoquée. Je relève que vous mentionnez les emplois créés aux États-Unis, mais pas les emplois détruits, qui sont très nombreux. Le bilan, en termes d'emplois, du gaz de schiste doit être relativisé.

Vous citez l'étude du cabinet Roland Berger qui indique que l'exploitation des gaz de schiste en France n'aurait pas d'impact sur le prix du gaz et donc pas d'effet pour l'industrie française. Cette étude indique qu'il n'est pas possible de conclure de manière certaine à l'existence d'un manque à gagner lié à l'interdiction de la fracturation hydraulique. Ce sont des éléments intéressants du rapport, que l'on ne retrouve pas dans vos conclusions.

Votre rapport constate l'absence d'alternatives fiables. D'après vous, l'exploitation propre des gaz de schiste n'existerait pas. Vous souhaitez donc revenir à la fracturation hydraulique, en donnant l'impression qu'elle a été améliorée. L'Académie des sciences dit d'ailleurs à peu près la même chose. Mais je me permets de vous rappeler que l'Académie des sciences préconisait en son temps l'emploi de l'amiante qui n'aurait pas eu d'impact sur la santé. Cette accadémie n'a jamais brillé beaucoup par sa capacité d'autocritique par rapport au scientisme.

De nombreuses incertitudes demeurent s'agissant des techniques alternatives. Le rapport en fait largement état et ce n'est pas la piste que vous souhaitez privilégier.

S'agissant du gaz de houille, il ne faut pas confondre gaz de mines et gaz de couche. Le premier est à privilégier. Il bénéficiera d'ailleurs très bientôt d'un financement par la contribution au service public de l'électricité (CSPE). Quant au gaz de houille, sa rentabilité reste très sujette à débats. Elle n'est pas démontrée.

Vous essayez ensuite de montrer que la fracturation hydraulique, dont l'interdiction a été confirmée par le Conseil constitutionnel, pourrait se faire avec des impacts maîtrisables sur l'environnement, mais vous n'indiquez pas sur la base de quels critères vous évaluez ce qui est, ou non, maîtrisable. À propos des fuites de méthane, vous citez une seule étude, celle d'un chercheur d'Austin sur l'impartialité duquel on peut s'interroger puisqu'il a travaillé pour Exxon. Les évaluations des fuites de méthane sont donc controversées. C'est une question essentielle.

Le fait que le gaz de schiste ait contribué à réduire les émissions de gaz à effet de serre des États-Unis n'est évidemment pas transposable en France, puisque nous n'avons pas le même bouquet énergétique.

Vous évoquez l'hypothèse d'une prochaine autosuffisance énergétique des États-Unis : l'Agence internationale de l'énergie (AIE) a modéré son propos à ce sujet. Elle prévoyait, de façon irréaliste, une diminution de la consommation énergétique des États-Unis de 20 % jusqu'en 2020, pour parvenir à ce résultat.

Par ailleurs, vous expliquez qu'il y aurait plus de tolérance en Lorraine que dans le Languedoc pour l'exploitation des énergies fossiles. Sur quelle étude fondez-vous ce constat ?

Quant aux paysages, vous évoquez le lignite en Allemagne ; mais, avec la multiplication des derricks, le gaz de schiste n'aurait-il pas un impact sur le paysage qui soit sujet à caution ? Je vous proposerai d'ailleurs de reprendre la recommandation formulée par moi, avec l'accord du MEDEF, dans le cadre du débat sur la transition énergétique, à savoir que, avant toute chose, une étude d'impact global soit réalisée et qu'elle porte notamment sur l'économie et le tourisme.

Le coût d'une réglementation de la fracturation hydraulique n'est pas évalué. Cela devrait relativiser beaucoup l'intérêt économique des gaz de schiste.

Enfin vous prenez comme référence les chiffres d'entreprises concernées au plus près par une éventuelle exploitation. Nous ne pensons pas que cela permette une évaluation correcte.

Mme Corinne Bouchoux, sénatrice

Pour ce qui est de la méthodologie du rapport que j'ai consulté à deux reprises, on aimerait, dans un pays où il y a beaucoup d'universitaires très compétents, que le rapport comporte davantage de références académiques et moins de références émanant des entreprises. Il serait préférable pour la réputation de l'Office de présenter des thèses, des travaux universitaires, ou de grandes écoles, plutôt que les données des industriels.

90 % du registre lexical du rapport est favorable à son objet. Vous énumérez les différentes techniques, leurs avantages et leurs inconvénients, dans un tableau rigoureux. Mais l'examen de ce tableau permet de tirer des conclusions différentes de votre conclusion générale.

Vous revendiquez une démarche politique, sans faire suffisamment de place au contradictoire, aux points de vue divergents. Vous mentionnez l'absence de signes extérieurs de protestation contre la fracturation hydraulique dans les paysages traversés par vous aux États-Unis, ce qui ne veut rien dire scientifiquement, ainsi qu'un sondage du cabinet Deloitte, sans bases scientifiques mentionnées.

Ce rapport est riche et très documenté. Il comporte un historique intéressant, tendant à justifier a posteriori l'emploi de techniques difficiles, qui sont banalisées. Les risques, notamment le risque sismique, sont toujours minimisés. Des plumes subtiles ont travaillé à ce rapport mais ce n'est pas une rédaction scientifique. Il se fonde sur des parti-pris.

Enfin, ce travail ne prend pas en compte l'agronomie, les ressources en eau par rapport aux zones à explorer, les paysages, ni le regard de la FNSEA ou des agriculteurs. C'est un rapport qui défend une filière et quelques zones géographiques potentiellement intéressées. Les intérêts d'autres secteurs, tourisme ou agriculture, ne sont pas pris en compte. Différentes cartes auraient dû être superposées pour obtenir une vision plus globale.

Même si les rapporteurs ont énormément travaillé, ce rapport n'offre pas aux politiques la capacité de prendre une décision - d'autant que, de l'aveu d'un pétrolier, la fracturation hydraulique détruit les paysages.

Mme Catherine Procaccia, sénateur

Les interventions précédentes ont transformé cette assemblée en une tribune politique qui n'a pas lieu d'être. Ce n'est pas la manière habituelle de travailler de l'OPECST. Quant aux conditions de travail, elles paraissent très convenables, comparées à celles régulièrement imposées aux parlementaires par le Gouvernement, avec des textes très importants à examiner dans des délais très courts et des amendements de dernière minute.

S'agissant du rapport, vous proposez d'appliquer la loi de 2011, mais une circulaire l'interdit. Y-a-t-il d'autres moyens d'évaluer le potentiel de nos sous-sol ? Les estimations des ressources françaises réalisées aux États-Unis sont-elles fiables ? Les États-Unis ont-ils intérêt à minorer les réserves d'autres pays ?

En matière d'emploi, les emplois créés seraient-ils plutôt qualifiés ou non qualifiés ? De nombreux emplois sont aujourd'hui non pourvus, notamment les plus pénibles.

Pensez-vous que l'Union européenne puisse intervenir dans ce domaine par le biais d'une directive sur la fracturation hydraulique ?

Ma dernière question porte sur un calendrier : combien de temps faudrait-il pour évaluer nos ressources ? À quel horizon pourrait-on passer à l'exploitation tout en permettant la transition énergétique ?

M. Patrick Hetzel, député

Je remercie les rapporteurs, dont le travail fait écho à l'avis rendu par l'Académie des sciences. Certains avis de cette Académie ont, certes, historiquement, donné lieu à des controverses ; néanmoins, ce sont des avis rigoureux d'un point de vue scientifique.

Nos rapporteurs mettent parfaitement en perspective un certain nombre d'éléments. En effet, les États-Unis connaissent un rebond économique qui aura des conséquences géopolitiques et des conséquences sur l'économie française. Nous ne saurions éluder cette question.

Vous avez une lecture de l'esprit de la loi de juillet 2011 qui est intéressante. Nous avons un rôle à jouer, compte tenu de la lecture de cette loi par le Gouvernement. Nous devons contribuer à faire bouger les lignes dans le sens d'une évolution de l'interprétation des textes.

Je suis étonné de la remarque de nos collègues, M. Denis Baupin et Mme Corinne Bouchoux, demandant aux rapporteurs de citer davantage de références scientifiques : comment pourraient-ils le faire alors qu'on interdit aux scientifiques de travailler ? Nos rapporteurs préconisent, d'ailleurs, davantage de recherches.

M. Bruno Sido

Les membres de l'Office ont eu la possibilité de consulter le rapport durant quarante-huit heures avant son examen tant à l'Assemblée nationale qu'au Sénat. Ces conditions de travail, décidées lors d'une récente réunion de Bureau, me paraissent très convenables. D'autant que la loi du 8 juillet 1983, qui a créé l'Office parlementaire, est très claire sur ce point.

M. Jean-Yves le Déaut

Le rapport sur la sécurité nucléaire, réalisé à la suite de l'accident de Fukushima avait été consultable pendant une journée, préalablement à son examen. À ma connaissance, c'était la première fois qu'une procédure de consultation était mise en place. La demande, formulée il y a quelques jours par notre collègue Corinne Bouchoux, était légitime et le Bureau de l'Office avait déjà décidé de faciliter cette consultation. Mais les dispositions actuelles du règlement intérieur de l'Office ne correspondent pas à ce qui se fait dans le cadre des commissions et des autres délégations parlementaires. Nous avons décidé de procéder comme pour les commissions d'enquête, c'est-à-dire dans les meilleures conditions possibles au Parlement. On ne peut donc pas en faire reproche à l'Office. Je ne pense pas qu'il faille prévoir un délai de consultation plus long car le risque est ensuite que l'examen du rapport par l'Office soit influencé par un débat médiatique antérieur.

La loi du 8 juillet 1983 dispose que les travaux de l'Office sont confidentiels. Il faut en tenir compte.

M. Denis Baupin

Le cas des commissions d'enquête est un peu différent car l'ensemble de leurs membres ont participé aux travaux. Certes, nos demandes de consultation ont été en partie entendues mais les conditions de travail demeurent en deçà de ce qui serait souhaitable.

M. Michel Berson, sénateur

Ce rapport est mesuré. Il tend vers le maximum d'objectivité. Ses préconisations sont raisonnées et raisonnables.

S'il prend un parti-pris, c'est celui, commun à l'ensemble des travaux de l'OPECST, de ne pas entraver la recherche scientifique et technologique. En tant qu'élus de la nation nous devons encourager la recherche. Il ne faut pas céder à une certaine tentation obscurantiste.

Si l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère a peu d'impact sur le prix du gaz, elle en aurait à tout le moins, de façon considérable, sur la balance commerciale.

Vous préconisez d'appliquer la loi : il est étonnant qu'il faille un rapport parlementaire pour le demander ! La loi du 13 juillet 2011 a été votée sous la pression de l'émotion de l'opinion publique. Cette loi prévoit la mise en place d'une commission nationale et la réalisation d'un rapport annuel à l'intention du Parlement. On ne peut pas faire moins !

Vous demandez ensuite que l'on retire une circulaire qui empêche l'application de la loi pour permettre la réalisation de travaux de recherche sur les techniques d'exploitation connues et sur les techniques alternatives, et que l'on puisse connaître l'état de nos réserves en hydrocarbures non conventionnels. Cela me paraît effectivement essentiel.

L'établissement d'un programme de recherche et la réalisation d'expérimentations sous contrôle de la puissance publique me paraissent également des recommandations de bon sens, sans prise de risques.

J'espère que ce rapport permettra de débloquer la situation : en effet, il est quasiment interdit, aujourd'hui, de parler de ce sujet, devenu tabou. Un débat public est nécessaire. Ce rapport y contribue et j'en remercie ses auteurs.

Mme Anne-Yvonne Le Dain, députée

Ce rapport est dense, complet, factuel et son contenu est accessible à tous. Ce n'était pas facile, dans un contexte très polémique. Nous sommes à un moment de l'histoire scientifique et technique où l'on n'a presque plus le droit de parler des choses, ce qui est grave. Le débat est difficile, même ici, dans cette enceinte.

Les questions sous-jacentes, qui sont en balance, sont celles de la préservation de l'environnement et de l'indépendance énergétique de la France.

La France n'est pas un État indépendant énergétiquement. Même le nucléaire dépend de l'importation d'uranium. L'énergie éolienne, que nous sommes susceptibles de produire, est aussi l'objet de contestations. On envisage d'implanter les éoliennes en mer, ce qui en fait une source d'énergie coûteuse. C'est une spirale infernale. Les panneaux solaires, n'étant pas produits en France, sont importés. Le gaz et le pétrole proviennent par cargos du monde entier. Le bilan énergétique de la France est catastrophique.

Au-delà du film Gasland, des images d'impact écologique désastreux de l'exploitation minière, dans des pays industriels, ont été diffusées. Or, un tel impact n'est pas inévitable. Dégrader l'environnement n'est pas une condition nécessaire pour accéder à des ressources minières.

Ce rapport explique qu'il y a possibilité de travailler à des méthodes d'extraction. Mais cela n'a d'intérêt que si nous connaissons nos ressources. Aujourd'hui, nous ne pouvons, certes, pas exploiter, mais nous ne pouvons pas non plus explorer ni faire progresser la science pour mieux connaître les réservoirs ! Ce rapport expose des faits ; il répond à la nécessité de traiter la question autrement que de façon médiatique et polémique.

J'aurai toutefois deux remarques. D'une part, je n'ai rien vu dans le rapport sur la nécessité de maintenir les fractures ouvertes par l'injection de sable, quelle que soit la méthode utilisée. Ce sable, minéral, est non contaminant. D'autre part, il me semble qu'il aurait fallu insister sur la protection des aquifères situés vers 4 000 m de profondeur et sur les conditions d'accès aux réservoirs, notamment l'étanchéité du chemisage des tuyaux de forage. Les ressources en hydrocarbures sont situées bien en-dessous des aquifères. Néanmoins les conditions d'extraction et d'usinage des tuyaux doivent garantir l'absence de contamination comme cela a pu se produire.

Je ne suis pas inquiète quant à la taille des derricks. On peut en voir en forêt des Landes. Cela n'est pas très gênant pour le paysage. Mais il faut étudier le nombre de puits nécessaires et la distance entre eux, pour clarifier les choses aux yeux de la population.

M. Jean-Yves Le Déaut

M. Denis Baupin a évoqué des positions de l'Académie des sciences au sujet de l'amiante. Je souhaiterais pouvoir disposer de la référence de l'étude en cause et savoir si elle était antérieure au rapport de l'Office sur ce thème.

M. Bruno Sido

Il s'agissait de l'Académie de médecine et non de l'Académie des sciences.

M. Jean-Yves Le Déaut

M. Denis Baupin a évoqué l'Académie des sciences. On ne peut pas décrédibiliser ainsi une parole, sans citer de sources. Nous avons eu ce débat, devant l'Office, à propos de l'étude de M. Gilles-Éric Séralini sur les organismes génétiquement modifiés (OGM), qui procède à un certain nombre d'affirmations, sans fournir ses sources, donc sans donner de possibilités de vérification.

Les rapporteurs ont choisi le parti-pris de la science et de l'application de la loi. On ne peut pas dire aujourd'hui qu'il n'y a pas d'alternatives si l'on refuse d'entreprendre des recherches. S'agissant du gaz de houille, on ne peut pas dire que la rentabilité n'est pas prouvée, si l'on ne travaille pas pour vérifier cette rentabilité. Dans le cas précis de la Lorraine, des forages existent et le conseil régional - y compris les membres d'Europe Écologie Les Verts (EELV) - a voté en faveur de l'exploration du gaz de houille. Pourquoi ? Parce que notre région est économiquement sinistrée et que l'on essaie de trouver des solutions qui permettent de créer des emplois.

La question des émissions de gaz à effet de serre est évidemment essentielle. Mais où en est-on aujourd'hui ? Avec le développement des énergies renouvelables, préconisé par l'Office, et la fin des centrales à charbon, imposée par l'Union européenne, nous avons construit - ou projetons de construire - dix-sept centrales à gaz, alors qu'il n'en existait aucune il y a quinze ans. Cela signifie que l'on importe aujourd'hui du gaz pour produire de l'énergie. Il n'est donc pas aberrant de se demander si l'on ne pourrait pas consommer plutôt nos propres ressources, au moins s'agissant du gaz de houille. Cette question n'est toutefois pas celle dont a été saisi l'Office. C'est dans l'enceinte des commissions qu'il faudra en discuter.

Je suis favorable à l'étude d'impact évoquée par M. Denis Baupin, mais cela signifie que l'on admet la possibilité d'une exploration. Je souhaiterais que l'on ajoute aux préconisations du rapport que l'exploration ne saurait être engagée avant l'étude des risques potentiels (eau, étanchéité, ...).

Il est regrettable d'avoir à demander l'application de la loi. J'avais déjà dû le faire dans un précédent rapport consacré à l'après-mines.

M. Christian Bataille

Je serai bref car il a déjà été répondu à la plupart des observations de nos collègues, M. Denis Baupin et Mme Corinne Bouchoux.

D'abord quant à la réalité de l'impact économique aux États-Unis, où nous nous sommes rendus cet été : ce pays n'est pas la première puissance mondiale sans raisons. Il fait preuve d'une volonté qui s'est quelque peu évaporée en Europe. Les États-Unis atteindront probablement le premier rang mondial tant pour la production de gaz que pour celle de pétrole. Plusieurs centaines de milliers d'emplois ont été créés. Pour la France, nous citons dans notre rapport les chiffres de cabinets d'études mais nous sommes conscients des incertitudes qui les entourent. On ne peut toutefois pas négliger cette opportunité de créations d'emplois, alors qu'aujourd'hui, lorsqu'il y a suppression de quelques centaines d'emplois industriels, cela alimente immédiatement les titres des journaux télévisés du vingt heures. De quels types d'emplois s'agirait-il ? Aux États-Unis il s'agit tant d'emplois du secteur tertiaire que d'emplois industriels. Nous avons vu, sur le terrain, des gens passionnés par le travail qu'ils font.

Les remarques de notre collègue, Mme Anne-Yvonne le Dain, concernent des éléments qui figuraient dans notre rapport d'étape de juin dernier, et que nous avons repris dans ce rapport final, mais sur lesquelles nous ne sommes pas revenus dans notre présentation.

S'agissant des références scientifiques, nous citons, par exemple, l'Académie des sciences, le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), l'Institut national de l'environnement industriel et des risques (INERIS), l'Alliance nationale de coordination de la recherche pour l'énergie (ANCRE), des universités américaines et polonaises. Nous avons rencontré la plupart des experts cités par l'Académie des sciences dans son avis récent. Nous travaillons depuis presque un an et avons réalisé un grand nombre d'auditions.

Je ne souhaite pas polémiquer avec M. Denis Baupin, dont l'analyse de notre rapport me paraît très éloignée de ce que nous avons affirmé.

M. Jean-Claude Lenoir

Les membres de l'Office ont apporté des réponses claires aux questions posées par nos collègues M. Denis Baupin et Mme Corinne Bouchoux.

Nous venons d'assister à un brillant exercice de condamnation de l'honnêteté intellectuelle.

En effet, M. Baupin, nous avons fait état, dans ce rapport, d'éléments que vous approuvez, et d'autres, que vous désapprouvez. Nous aurions pu choisir de n'aller que dans un sens, mais nous avons préféré tout dire. Vous faites le procès de cette méthode.

Vous cherchez, par ailleurs, à faire croire que nous sommes isolés sur la scène publique. Or c'est M. Louis Gallois qui, le premier, a avancé qu'il était nécessaire de débattre du sujet des hydrocarbures non conventionnels. Dans le débat sur la transition énergétique, Mme Delphine Batho, alors ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, a organisé, après la présentation de notre rapport d'étape, une réunion plénière consacrée au gaz de schiste, qui s'est tenue au ministère, mais en son absence puisqu'elle avait, entre temps, quitté le Gouvernement. La plupart des intervenants à cette réunion ont préconisé, comme nous aujourd'hui, de poursuivre la recherche.

Je trouve vos propos concernant l'Académie des sciences déplacés.

J'ai d'autres ambitions que de voir la France être le seul pays au monde, avec la Bulgarie, à fermer la porte à la recherche. Nous avons entendu, lors de nos déplacements à l'étranger, des propos quelque peu ironiques, raillant notre capacité à refuser de chercher, malgré nos difficultés économiques.

Si nous apprenions aujourd'hui l'existence du gisement de Lacq, je suis persuadé que vous ne souhaiteriez pas l'exploiter. Ce débat masque en effet la volonté de ne plus utiliser les hydrocarbures. Or ceux-ci seront nécessaires pendant encore plusieurs décennies. Nous préférons utiliser nos ressources plutôt que d'acheter ces hydrocarbures à des pays étrangers.

Tout va très vite. Certaines données publiées dans notre rapport d'étape ont été révisées depuis lors, car la recherche est très active. Nous souhaitons que la France ne se tienne pas à l'écart d'un mouvement observé dans presque tous les pays du monde.

M. Bruno Sido

Je voudrais saluer le travail considérable réalisé par les rapporteurs. Leur rapport est équilibré. Ils ont tenu compte des observations formulées par l'auteur de la saisine, à l'occasion du rapport d'étape, en approfondissant le coeur de leur sujet, à savoir les alternatives à la fracturation hydraulique.

Dans le tableau sur les techniques alternatives, qui figure dans le rapport, il eut été intéressant d'ajouter une ligne supplémentaire, consacrée à la fracturation hydraulique.

J'en viens à vos propositions. J'adhère au moins aux neuf premières, la dixième, relative à la transition énergétique, étant moins en lien avec le sujet. Mais vous avez eu raison d'aller au-delà de la seule question des techniques alternatives pour vous intéresser au contexte. Cela a été très utile. Vous avez su éviter les dérives.

M. Denis Baupin a cité le rapport à propos de l'effet d'une éventuelle exploitation des hydrocarbures non conventionnels sur le prix du gaz. Mais il aurait été souhaitable d'aller jusqu'au bout de la citation, en mentionnant aussi les effets évoqués sur la balance commerciale.

C'est le rôle de l'Office de rappeler la nécessité de ne pas arrêter la recherche, même si le mot « obscurantisme » de la conclusion du rapport est un peu excessif. Je préfèrerais parler de « politique de l'autruche ». Le même refus de poursuivre la recherche est observé au sujet des OGM et il est très préjudiciable.

Je ne conclurai pas comme notre collègue, M. Denis Baupin, qui vient d'affirmer sur Twitter, en contradiction avec l'embargo dont ce rapport est l'objet jusqu'à demain, que la démonstration y était faite qu'il n'y a pas d'alternatives crédibles à la fracturation hydraulique.

Je vous propose de prendre maintenant connaissance des modifications souhaitées par nos collègues.

M. Denis Baupin

Nous aurions beaucoup d'amendements à formuler.

Quant aux recommandations, je ne peux pas accepter la préconisation tendant à retirer une circulaire du Gouvernement actuel. Je soutiens ce Gouvernement. Je ne suis pas le seul autour de cette table.

Je souhaiterais que le rapport précise qu'aucune technologie ne peut empêcher l'utilisation des gaz de schiste d'être émettrice de gaz à effet de serre. Je souhaiterais également rappeler l'engagement du Président de la République de réduire de 30 % la consommation d'énergie fossile avant 2030.

Je souhaiterais enfin rappeler également que la loi Jacob de juillet 2011 interdisant la fracturation hydraulique a été soutenue par toutes les formations politiques et confortée par la décision récente du Conseil constitutionnel.

M. Patrick Hetzel

Le Conseil constitutionnel a validé la loi, c'est-à-dire qu'il a considéré qu'elle était constitutionnelle. Cela ne signifie pas que l'on ne puisse plus faire évoluer les choses. Sinon cela voudrait dire que le Conseil constitutionnel interdit au législateur d'effectuer son travail.

M. Bruno Sido

Le Conseil constitutionnel ne répond qu'à une seule question, celle de la constitutionnalité - ou non - du texte qui lui est soumis.

M. Denis Baupin, je vous propose de nous transmettre une contribution qui sera annexée au rapport.

Mme Corinne Bouchoux

Je propose que le glossaire des acronymes employés soit complété d'un glossaire des entreprises citées : vous citez, par exemple, vingt-cinq fois Total.

M. Michel Berson

Ces remarques sont pleines de sous-entendus. Elles sont suspicieuses et contraires à nos us et coutumes.

M. Denis Baupin

Je souhaite préconiser par ailleurs une étude préalable d'impact socio-économique.

M. Jean-Claude Lenoir

Nous l'évoquons dans notre avant-propos.

M. Jean-Yves Le Déaut

À ce sujet, je propose de préciser que l'exploration ne saurait être engagée avant l'étude des risques potentiels (notamment l'eau et étanchéité). La loi le dit.

M. Patrick Hetzel

Il est légitime que des points de vue divers s'expriment mais nous n'avons pas à remettre en cause la probité des rapporteurs.

M. Denis Baupin

Cela n'est pas contesté mais les sources des graphiques gagneraient à être d'origine scientifique plutôt qu'industrielle.

M. Jean-Claude Lenoir

Mais la recherche est interdite en France !

M. Bruno Sido

S'il n'y a plus de remarques, nous allons passer au vote.

Les conclusions et les propositions du rapport sur « Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels » sont adoptées par dix-neuf voix contre deux.

CONTRIBUTION DE M. DENIS BAUPIN, VICE-PRÉSIDENT DE L'ASSEMBLÉE NATIONALE, ET DE MME CORINNE BOUCHOUX, SÉNATRICE

Pourquoi nous avons voté contre l'adoption de ce rapport

Membres de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST), nous nous sommes opposés, mardi 26 novembre 2013, à l'adoption du rapport relatif aux « techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels ».

Selon nous, ce rapport vise à relancer une énième fois le débat sur les gaz de schiste en France, sur la base d'un parti pris minimisant les impacts environnementaux et économiques.

Alors même que l'objet du rapport portait sur la recherche de techniques alternatives à la fracturation hydraulique, les rapporteurs les renvoient toutes à d'improbables études ultérieures, et confirment qu'aucune ne se révèle pertinente d'un point de vue environnemental et économique.

Ce rapport fait l'apologie de la fracturation hydraulique, présentée comme ayant finalement des impacts dorénavant maîtrisables, mais sans jamais préciser à quel coût et au regard de quels critères.

Nous avons contesté les conclusions de ce rapport sur le fond et sur la forme.

Sur le fond, ce rapport présente avec un a priori positif systématique l'usage des gaz de schiste, négligeant :

- leur impact négatif en matière de gaz à effet de serre, alors même que la France vient de se voir confier l'organisation de la conférence climat de 2015 et qu'elle s'est engagée à diviser par quatre ses émissions de gaz à effet de serre à l'horizon 2050

- l'engagement du Président de la République de réduire de 30% notre dépendance aux énergies fossiles d'ici 2030, qui passe par une transition énergétique sobre en énergie fossile ;

- l'absence de pertinence économique, alors même que le rapport mentionne les études reconnaissant que le modèle économique américain des gaz de schiste n'est pas reproductible en France, que l'exploitation en France n'aurait aucun impact de baisse des prix du gaz, et que l'interdiction de la fracturation hydraulique n'a pas d'impact économique négatif.

Sur la forme, nous regrettons le caractère partial du choix des auditions menées : plus de 80 % des personnes auditionnées sont favorables aux gaz de schiste et l'on peine à trouver la présence d'experts critiques.

Malgré quelques précautions de langage, entre minimisation des risques et "euphémisation" des dangers, ce rapport prend, par ailleurs, le risque de banaliser l'utilisation de techniques dangereuses et irresponsables. Des techniques comme l'utilisation du propane sont promues sans aucun bilan de rendement ni évaluation des substances toxiques introduites ou libérées en sous-sol. Le rapport ne fournit aucune cartographie précise sur la faisabilité éventuelle de prospections et de futures exploitations sur l'ensemble du territoire. Les nappes phréatiques, forêts, terres cultivables, zones habitées ne sont jamais prises en compte, tout comme le caractère fini des réserves, la brièveté de l'exploitation éventuelle, en comparaison avec l'énergie dépensée pour la fracturation et les dommages irréversibles pour l'environnement et l'eau potable.

Ce rapport fait la démonstration qu'il n'existe pas de technique "propre", sans émission de gaz à effet de serre, d'utilisation des gaz de schiste. La notion d'utilisation « propre » des gaz de schiste est donc totalement illusoire.

Le 11 octobre 2013, le Conseil constitutionnel a validé sans aucune réserve la loi de 2011 qui interdit la fracturation hydraulique et, du même coup, l'exploitation des gaz et des huiles de schiste sur tout le territoire national. « Reconnaissant l'existence des risques avérés que cette technique fait peser sur l'environnement, cette décision ôte tout caractère nécessaire à l'évaluation de l'impact qu'entraîne la fracturation hydraulique », a confirmé, à l'Assemblée nationale, Mme Najat Vallaud Belkacem, porte-parole du Gouvernement, lors de la séance des questions au Gouvernement, le 27 novembre 2013, jour où le rapport de l'OPECST a été rendu public.

Plus que jamais, nous pensons que la France doit s'engager dans une transition énergétique qui tourne le dos aux énergies fossiles et fissiles et consacrer ses recherches aux énergies renouvelables et à l'efficacité énergétique.

M. Denis BAUPIN, Vice-Président de l'Assemblée nationale

Mme Corinne BOUCHOUX, Sénatrice

CONTRIBUTION DE M. MICHEL BERSON, SÉNATEUR

(Groupe Socialiste et apparentés)

J'approuve sans réserves les propositions du rapport présenté par nos collègues Christian BATAILLE et Jean-Claude LENOIR, fruit d'un travail sérieux, approfondi et objectif.

À l'heure où l'on réfléchit sur ce que doit être la transition énergétique, ce rapport devrait utilement faire avancer le débat public sur les huiles et les gaz de schistes.

Le rapport rappelle, à juste titre, que la loi du 13 juillet 2011, n'est pas appliquée dans son intégralité :

- La Commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux - bien que prévue dans la loi- n'est toujours pas mise en place ;

- Le rapport annuel au Parlement sur l'évolution des techniques d'exploration et d'exploitation et la connaissance du sous-sol français, européen et international en matière d'hydrocarbures liquides ou gazeux n'a jamais été publié ;

- Enfin, le rapport note également que les expérimentations réalisées aux seules fins de recherche scientifique sous contrôle public, bien qu'également prévues dans la loi, sont de fait interdites par la circulaire du 21 septembre 2012. De même, cette circulaire absurde empêche - ce qui ne manque pas d'étonner- toute évaluation des ressources du sous-sol français en hydrocarbures de schistes.

Dès lors, c'est avec pertinence que le rapport demande la mise en place, sans délai, de la Commission Nationale, la publication du rapport au Parlement et l'abrogation de la circulaire de 2012.

La France ne peut rester le dernier pays à bloquer toute recherche. Cette attitude est d'autant plus surprenante qu'elle concerne un domaine hautement stratégique : celui de l'indépendance énergétique de la France. La réduction de notre facture énergétique qui s'élevait, en 2012, à 68 Milliards d'euros - soit 80% de notre déficit commercial- et à 12 Milliards pour notre seule importation de gaz, est un enjeu majeur, un impératif national.

L'exploitation de gaz et d'huiles de schistes - lorsqu'il s'agit d'une technique respectueuse de l'environnement - permettrait de réduire nos importations de gaz, au profit d'une ressource (qui sera à terme nécessaire, les énergies renouvelables ne pouvant à elles seules compenser la réduction de la part du nucléaire) produite en France et donc génératrice d'emplois et de gains fiscaux.

La France doit rouvrir les portes aux recherches scientifiques et technologiques sur l'exploration et l'exploitation d'hydrocarbures non-conventionnels. Nous devons nous opposer à tout parti pris idéologique, dogmatique, sur les gaz de schistes.

S'opposer à tout programme de recherche, réfuter toute argumentation, rejeter toute proposition alternative à la fracturation hydraulique, refuser tout débat, c'est aller contre le progrès, c'est obérer l'avenir, c'est adopter une attitude qui n'est pas sans rappeler l'obscurantisme.

Michel BERSON

LETTRE DE SAISINE DE L'OPECST

ANNEXES
LOI DU 13 JUILLET 2011

JORF n°0162 du 14 juillet 2011

LOI

LOI n° 2011-835 du 13 juillet 2011 visant à interdire l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par fracturation hydraulique et à abroger les permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à cette technique (1)

NOR: DEVX1109929L

L'Assemblée nationale et le Sénat ont adopté,

Le Président de la République promulgue la loi dont la teneur suit :

Article 1

En application de la Charte de l'environnement de 2004 et du principe d'action préventive et de correction prévu à l'article L. 110-1 du code de l'environnement, l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par des forages suivis de fracturation hydraulique de la roche sont interdites sur le territoire national.

Article 2

Il est créé une Commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux.

Elle a notamment pour objet d'évaluer les risques environnementaux liés aux techniques de fracturation hydraulique ou aux techniques alternatives.

Elle émet un avis public sur les conditions de mise en oeuvre des expérimentations, réalisées à seules fins de recherche scientifique sous contrôle public, prévues à l'article 4.

Cette commission réunit un député et un sénateur, désignés par les présidents de leurs assemblées respectives, des représentants de l'Etat, des collectivités territoriales, des associations, des salariés et des employeurs des entreprises concernées. Sa composition, ses missions et ses modalités de fonctionnement sont précisées par décret en Conseil d'Etat.

Article 3

I. Dans un délai de deux mois à compter de la promulgation de la présente loi, les titulaires de permis exclusifs de recherches de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux remettent à l'autorité administrative qui a délivré les permis un rapport précisant les techniques employées ou envisagées dans le cadre de leurs activités de recherches. L'autorité administrative rend ce rapport public.

II. Si les titulaires des permis n'ont pas remis le rapport prescrit au I ou si le rapport mentionne le recours, effectif ou éventuel, à des forages suivis de fracturation hydraulique de la roche, les permis exclusifs de recherches concernés sont abrogés.

III. Dans un délai de trois mois à compter de la promulgation de la présente loi, l'autorité administrative publie au Journal officiel la liste des permis exclusifs de recherches abrogés.

IV. Le fait de procéder à un forage suivi de fracturation hydraulique de la roche sans l'avoir déclaré à l'autorité administrative dans le rapport prévu au I est puni d'un an d'emprisonnement et de 75 000 € d'amende.

Article 4

Le Gouvernement remet annuellement un rapport au Parlement sur l'évolution des techniques d'exploration et d'exploitation et la connaissance du sous-sol français, européen et international en matière d'hydrocarbures liquides ou gazeux, sur les conditions de mise en oeuvre d'expérimentations réalisées à seules fins de recherche scientifique sous contrôle public, sur les travaux de la Commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation créée par l'article 2, sur la conformité du cadre législatif et réglementaire à la Charte de l'environnement de 2004 dans le domaine minier et sur les adaptations législatives ou réglementaires envisagées au regard des éléments communiqués dans ce rapport.

La présente loi sera exécutée comme loi de l'Etat.

Fait à Paris, le 13 juillet 2011.

Nicolas Sarkozy

Par le Président de la République :

Le Premier ministre,

François Fillon

La ministre de l'écologie,

du développement durable,

des transports et du logement,

Nathalie Kosciusko-Morizet

Le ministre de l'économie,

des finances et de l'industrie,

François Baroin

Le ministre de l'enseignement supérieur

et de la recherche,

Laurent Wauquiez

Le ministre auprès du ministre de l'économie,

des finances et de l'industrie,

chargé de l'industrie,

de l'énergie et de l'économie numérique,

Eric Besson

(1) Travaux préparatoires : loi n° 2011-835. Assemblée nationale : Proposition de loi n° 3301 ; Rapport de MM. Jean-Paul Chanteguet et Michel Havard, au nom de la commission du développement durable, n° 3392 ; Discussion le 10 mai 2011 et adoption, après engagement de la procédure accélérée, le 11 mai 2011 (TA n° 658). Sénat : Proposition de loi, adoptée par l'Assemblée nationale, n° 510 (2010-2011) ; Rapport de M. Michel Houel, au nom de la commission de l'économie, n° 556 (2010-2011) ; Texte de la commission n° 557 (2010-2011) ; Discussion les 1er et 9 juin 2011 et adoption le 9 juin 2011 (TA n° 140, 2010-2011). Assemblée nationale : Proposition de loi, modifiée par le Sénat, n° 3525 ; Rapport de M. Michel Havard, au nom de la commission mixte paritaire, n° 3537 ; Discussion et adoption le 21 juin 2011 (TA n° 691). Sénat : Rapport de M. Michel Houel, au nom de la commission mixte paritaire, n° 640 (2010-2011) ; Texte de la commission n° 641 (2010-2011) ; Discussion et adoption le 30 juin 2011 (TA n° 155, 2010-2011).

CIRCULAIRE DU 21 SEPTEMBRE 2012

DÉCISION DU CONSEIL CONSTITUTIONNEL N° 2013-346 DU 11 OCTOBRE 2013

Conseil constitutionnel

vendredi 11 octobre 2013 - Décision N° 2013-346 QPC

NOR : CSCX1325662S

ECLI:FR:CC:2013:2013.346.QPC

Le Conseil constitutionnel a été saisi le 12 juillet 2013 par le Conseil d'État (décision n° 367893 du 12 juillet 2013), dans les conditions prévues à l'article 61-1 de la Constitution, d'une question prioritaire de constitutionnalité posée par la société Schuepbach Energy LLC, relative à la conformité aux droits et libertés que la Constitution garantit des articles 1er et 3 de la loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 visant à interdire l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par fracturation hydraulique et à abroger les permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à cette technique.

LE CONSEIL CONSTITUTIONNEL,

Vu la Constitution ;

Vu l'ordonnance n° 58-1067 du 7 novembre 1958 modifiée portant loi organique sur le Conseil constitutionnel ;

Vu la loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 visant à interdire l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par fracturation hydraulique et à abroger les permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à cette technique ;

Vu le code de l'environnement ;

Vu le règlement du 4 février 2010 sur la procédure suivie devant le Conseil constitutionnel pour les questions prioritaires de constitutionnalité ;

Vu la demande en intervention produite pour la région Rhône-Alpes par la SELARL Antelis Coïc Romi associés, avocat au barreau de Lyon, enregistrée le 25 juillet 2013, ensemble la décision du Conseil constitutionnel de non-admission de cette demande du 2 août 2013, la demande en intervention produite pour la région Île-de-France et le département de Seine-et-Marne par la SELARL Huglo Lepage et associés Conseil, avocat au barreau de Paris, enregistrée le 30 juillet 2013, ensemble la décision du Conseil constitutionnel de non-admission de cette demande du 2 août 2013, la demande en intervention produite pour l'association « de défense de l'environnement et du patrimoine à Doué et aux communes environnantes », le « mouvement national de lutte pour l'environnement » et M. Jean-François DIRRINGER par la SELARL Huglo Lepage et associés Conseil, enregistrée le 30 juillet 2013, ensemble la décision du Conseil constitutionnel de non-admission de cette demande du 2 août 2013, la demande en intervention produite pour M. José BOVÉ par la SCP Waquet, Farge, Hazan, avocat au Conseil d'État et à la Cour de cassation, enregistrée le 31 juillet 2013, ensemble la décision du Conseil constitutionnel de non-admission de cette demande du 2 août 2013, la demande en intervention produite pour Mmes Sylviane BAUDOIS, Martine DAURES, Marie CHIORRI et Sonia TORREGROSSA et MM. Nicolas DAURES, Cyril DARNIS, François FAVRE, Christophe MIGNON et Stéphane LINOU par la SELARL Christophe Lèguevaques avocat, avocat au barreau de Paris, enregistrée le 31 juillet 2013, ensemble la décision du Conseil constitutionnel de non-admission de cette demande du 2 août 2013, la demande en intervention produite pour Mmes Sylviane BAUDOIS, Martine DAURES, Isabelle LEVY et Sonia TORREGROSSA et MM. André BORG, Nicolas DAURES, François FAVRE, Christophe MIGNON et Stéphane LINOU et l'association « Bien vivre dans le Gers » par la SELARL Christophe Lèguevaques avocat, enregistrée le 5 août 2013, ensemble la décision du Conseil constitutionnel de non-admission de cette demande du 7 août 2013 et la demande en intervention produite pour le département de l'Ardèche par Helios avocats, avocat au barreau de Lyon, enregistrée le 2 septembre 2013 ;

Vu les observations en intervention produites par l'association « France Nature Environnement », enregistrées les 5 et 29 août 2013 ;

Vu les observations en intervention produites pour l'association « Greenpeace France », par la SCP Faro et Gozlan, avocat au barreau de Paris, enregistrées le 5 août 2013 ;

Vu les observations produites pour la société requérante par Me Marc Fornacciari, avocat au barreau de Paris, enregistrées le 6 août 2013 ;

Vu les observations produites par le Premier ministre, enregistrées le 6 août 2013 ;

Vu les pièces produites et jointes au dossier ;

Me Fornacciari, pour la société requérante, Me Stéphane Le Briero, avocat au barreau de Paris, pour l'association « France Nature Environnement », Me Alexandre Faro, avocat au barreau de Paris, pour l'association « Greenpeace France » et M. Thierry-Xavier Girardot, désigné par le Premier ministre, ayant été entendus à l'audience publique du 24 septembre 2013 ;

Le rapporteur ayant été entendu ;

- SUR L'ADMISSION DES INTERVENTIONS :

 1. Considérant qu'aux termes du deuxième alinéa de l'article 6 du règlement du 4 février 2010 susvisé : « Lorsqu'une personne justifiant d'un intérêt spécial adresse des observations en intervention relatives à une question prioritaire de constitutionnalité dans un délai de trois semaines suivant la date de sa transmission au Conseil constitutionnel, mentionnée sur son site internet, celui-ci décide que l'ensemble des pièces de la procédure lui est adressé et que ces observations sont transmises aux parties et autorités mentionnées à l'article 1er. Il leur est imparti un délai pour y répondre. En cas d'urgence, le président du Conseil constitutionnel ordonne cette transmission » ;

2. Considérant que les associations « France Nature Environnement » et « Greenpeace France » justifient d'un intérêt spécial à intervenir dans la procédure d'examen de la présente question prioritaire de constitutionnalité ; que ces interventions sont admises par le Conseil constitutionnel ;

- SUR LE FOND :

3. Considérant qu'aux termes de l'article 1er de la loi du 13 juillet 2011 susvisée : « En application de la Charte de l'environnement de 2004 et du principe d'action préventive et de correction prévu à l'article L. 110-1 du code de l'environnement, l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par des forages suivis de fracturation hydraulique de la roche sont interdites sur le territoire national » ;

 

4. Considérant qu'aux termes de l'article 3 de la loi du 13 juillet 2011 susvisée : « I. - Dans un délai de deux mois à compter de la promulgation de la présente loi, les titulaires de permis exclusifs de recherches de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux remettent à l'autorité administrative qui a délivré les permis un rapport précisant les techniques employées ou envisagées dans le cadre de leurs activités de recherches. L'autorité administrative rend ce rapport public.

« II. - Si les titulaires des permis n'ont pas remis le rapport prescrit au I ou si le rapport mentionne le recours, effectif ou éventuel, à des forages suivis de fracturation hydraulique de la roche, les permis exclusifs de recherches concernés sont abrogés.

« III. - Dans un délai de trois mois à compter de la promulgation de la présente loi, l'autorité administrative publie au Journal officiel la liste des permis exclusifs de recherches abrogés.

« IV. - Le fait de procéder à un forage suivi de fracturation hydraulique de la roche sans l'avoir déclaré à l'autorité administrative dans le rapport prévu au I est puni d'un an d'emprisonnement et de 75 000 euros d'amende » ;

5. Considérant que, selon la société requérante, les dispositions de l'article 1er de la loi du 13 juillet 2011 portent atteinte à l'égalité devant la loi ainsi qu'à la liberté d'entreprendre et méconnaissent le principe de précaution consacré par l'article 5 de la Charte de l'environnement ; que les dispositions de l'article 3 de la loi du 13 juillet 2011 porteraient atteinte à la garantie des droits et au droit de propriété ; qu'enfin l'ensemble des dispositions contestées méconnaîtraient le principe de conciliation des politiques publiques avec la protection et la mise en valeur de l'environnement, le développement économique et le progrès social consacré par l'article 6 de la Charte de l'environnement ;

. En ce qui concerne le grief tiré de la méconnaissance du principe d'égalité devant la loi :

6. Considérant que, selon la société requérante, en interdisant le recours à tout procédé de fracturation hydraulique de la roche pour l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux, alors que ce procédé de fracturation hydraulique de la roche demeure autorisé pour la géothermie, l'article 1er de la loi du 13 juillet 2011 méconnaît le principe d'égalité devant la loi ;

7. Considérant que l'article 6 de la Déclaration des droits de l'homme et du citoyen de 1789 dispose que la loi « doit être la même pour tous, soit qu'elle protège, soit qu'elle punisse » ; que le principe d'égalité ne s'oppose ni à ce que le législateur règle de façon différente des situations différentes, ni à ce qu'il déroge à l'égalité pour des raisons d'intérêt général, pourvu que, dans l'un et l'autre cas, la différence de traitement qui en résulte soit en rapport direct avec l'objet de la loi qui l'établit ;

8. Considérant qu'en l'état des techniques, les procédés de forage suivi de fracturation hydraulique de la roche appliqués pour la recherche et l'exploitation d'hydrocarbures diffèrent de ceux appliqués pour stimuler la circulation de l'eau dans les réservoirs géothermiques tant par le nombre de forages nécessaires que par la nature des roches soumises à la fracturation hydraulique, ainsi que par les caractéristiques et les conditions d'utilisation des produits ajoutés à l'eau sous pression pour la fracturation ; que, par suite, en limitant le champ de l'interdiction aux seuls forages suivis de fracturation hydraulique de la roche pour l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux, le législateur a traité différemment des procédés distincts de recherche et d'exploitation de ressources minières ;

9. Considérant qu'en interdisant tout recours à la fracturation hydraulique de la roche pour rechercher ou exploiter des hydrocarbures sur le territoire national, le législateur a entendu prévenir les risques que ce procédé de recherche et d'exploitation des hydrocarbures est susceptible de faire courir à l'environnement ; qu'il ressort également des travaux préparatoires que le législateur a considéré que la fracturation hydraulique de la roche à laquelle il est recouru pour stimuler la circulation de l'eau dans les réservoirs géothermiques ne présente pas les mêmes risques pour l'environnement et qu'il a entendu ne pas faire obstacle au développement de l'exploitation de la ressource géothermique ; qu'ainsi la différence de traitement entre les deux procédés de fracturation hydraulique de la roche qui résulte de l'article 1er est en rapport direct avec l'objet de la loi qui l'établit ;

. En ce qui concerne le grief tiré de la méconnaissance de la liberté d'entreprendre :

10. Considérant que la société requérante conteste l'atteinte à la liberté d'entreprendre résultant de l'interdiction de recourir à des forages suivis de la fracturation hydraulique de la roche ;

11. Considérant qu'il est loisible au législateur d'apporter à la liberté d'entreprendre, qui découle de l'article 4 de la Déclaration de 1789, des limitations liées à des exigences constitutionnelles ou justifiées par l'intérêt général, à la condition qu'il n'en résulte pas d'atteintes disproportionnées au regard de l'objectif poursuivi ;

12. Considérant que l'interdiction de recourir à des forages suivis de la fracturation hydraulique de la roche pour rechercher ou exploiter des hydrocarbures sur le territoire national est générale et absolue ; qu'elle a pour effet de faire obstacle non seulement au développement de la recherche d'hydrocarbures « non conventionnels » mais également à la poursuite de l'exploitation d'hydrocarbures « conventionnels » au moyen de ce procédé ; qu'en interdisant le recours à des forages suivis de fracturation hydraulique de la roche pour l'ensemble des recherches et exploitations d'hydrocarbures, lesquelles sont soumises à un régime d'autorisation administrative, le législateur a poursuivi un but d'intérêt général de protection de l'environnement ; que la restriction ainsi apportée tant à la recherche qu'à l'exploitation des hydrocarbures, qui résulte de l'article 1er de la loi du 13 juillet 2011, ne revêt pas, en l'état des connaissances et des techniques, un caractère disproportionné au regard de l'objectif poursuivi ;

. En ce qui concerne les griefs tirés de la méconnaissance des articles 2, 16 et 17 de la Déclaration de 1789 :

13. Considérant que, selon la société requérante, en prévoyant l'abrogation de permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures qui avaient été légalement délivrés à leurs titulaires, l'article 3 de la loi du 13 juillet 2011 porte atteinte au droit au respect des situations légalement acquises garanti par l'article 16 de la Déclaration de 1789 ainsi qu'au droit de propriété de ces titulaires de permis exclusifs de recherches ;

14. Considérant qu'aux termes de l'article 16 de la Déclaration de 1789 : « Toute société dans laquelle la garantie des droits n'est pas assurée, ni la séparation des pouvoirs déterminée, n'a point de Constitution » ; que le législateur méconnaîtrait la garantie des droits s'il portait aux situations légalement acquises une atteinte qui ne soit justifiée par un motif d'intérêt général suffisant ;

15. Considérant que la propriété figure au nombre des droits de l'homme consacrés par les articles 2 et 17 de la Déclaration de 1789 ; qu'aux termes de son article 17 : « La propriété étant un droit inviolable et sacré, nul ne peut en être privé, si ce n'est lorsque la nécessité publique, légalement constatée, l'exige évidemment, et sous la condition d'une juste et préalable indemnité » ; qu'en l'absence de privation du droit de propriété au sens de cet article, il résulte néanmoins de l'article 2 de la Déclaration de 1789 que les atteintes portées à ce droit doivent être justifiées par un motif d'intérêt général et proportionnées à l'objectif poursuivi ;

16. Considérant, en premier lieu, que le paragraphe I de l'article 3 impose de nouvelles obligations déclaratives aux titulaires de permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures dans un délai de deux mois à compter de la promulgation de la loi du 13 juillet 2011 ; qu'en outre, l'article 1er de cette même loi interdit à compter de l'entrée en vigueur de la loi tout recours à la fracturation hydraulique de la roche pour l'exploration des hydrocarbures liquides ou gazeux ; qu'en prévoyant que les permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures sont abrogés lorsque leurs titulaires n'ont pas satisfait aux nouvelles obligations déclaratives ou ont mentionné recourir ou envisagé de recourir à des forages suivis de fracturation hydraulique de la roche, le paragraphe II de l'article 3 tire les conséquences des nouvelles règles introduites par le législateur pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures liquides ou gazeux ; que, ce faisant, le paragraphe II de l'article 3 ne porte pas atteinte à une situation légalement acquise ;

17. Considérant, en second lieu, que les autorisations de recherche minière accordées dans des périmètres définis et pour une durée limitée par l'autorité administrative ne sauraient être assimilées à des biens objets pour leurs titulaires d'un droit de propriété ; que, par suite, les dispositions contestées n'entraînent ni une privation de propriété au sens de l'article 17 de la Déclaration de 1789 ni une atteinte contraire à l'article 2 de la Déclaration de 1789 ;

. En ce qui concerne les griefs tirés de la méconnaissance des articles 5 et 6 de la Charte de l'environnement :

18. Considérant que, selon la société requérante, l'interdiction du recours à tout procédé de fracturation hydraulique de la roche pour l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par l'article 1er de la loi du 13 juillet 2011 méconnaît le principe de précaution consacré par l'article 5 de la Charte de l'environnement ; que tant cette interdiction que l'abrogation des permis exclusifs de recherche de mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux prévue par l'article 3 de la loi du 13 juillet 2011 méconnaîtraient également l'article 6 de la Charte de l'environnement, qui impose la conciliation des politiques publiques avec la protection et la mise en valeur de l'environnement, le développement économique et le progrès social ;

19. Considérant, d'une part, qu'aux termes de l'article 6 de la Charte de l'environnement : « Les politiques publiques doivent promouvoir un développement durable. À cet effet, elles concilient la protection et la mise en valeur de l'environnement, le développement économique et le progrès social » ; que cette disposition n'institue pas un droit ou une liberté que la Constitution garantit ; que sa méconnaissance ne peut, en elle-même, être invoquée à l'appui d'une question prioritaire de constitutionnalité sur le fondement de l'article 61-1 de la Constitution ;

20. Considérant, d'autre part, qu'aux termes de l'article 5 de la Charte de l'environnement : « Lorsque la réalisation d'un dommage, bien qu'incertaine en l'état des connaissances scientifiques, pourrait affecter de manière grave et irréversible l'environnement, les autorités publiques veillent, par application du principe de précaution et dans leurs domaines d'attributions, à la mise en oeuvre de procédures d'évaluation des risques et à l'adoption de mesures provisoires et proportionnées afin de parer à la réalisation du dommage » ; qu'est en tout état de cause inopérant le grief tiré de ce que l'interdiction pérenne du recours à tout procédé de fracturation hydraulique de la roche pour l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux méconnaîtrait le principe de précaution ;

21. Considérant qu'il résulte de tout ce qui précède que les dispositions des articles 1er et 3 de la loi du 13 juillet 2011, qui ne méconnaissent aucun autre droit ou liberté garanti par la Constitution, doivent être déclarées conformes à la Constitution,

D É C I D E :

Article 1er.- Les articles 1er et 3 de la loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 visant à interdire l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par fracturation hydraulique et à abroger les permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à cette technique sont conformes à la Constitution.

Article 2.- La présente décision sera publiée au Journal officiel de la République française et notifiée dans les conditions prévues à l'article 23-11 de l'ordonnance du 7 novembre 1958 susvisée.

Délibéré par le Conseil constitutionnel dans sa séance du 10 octobre 2013, où siégeaient : M. Jean-Louis DEBRÉ, Président, M. Jacques BARROT, Mmes Claire BAZY MALAURIE, Nicole BELLOUBET, MM. Guy CANIVET, Michel CHARASSE, Renaud DENOIX de SAINT MARC, Hubert HAENEL et Mme Nicole MAESTRACCI.

Rendu public le 11 octobre 2013.

LISTE DES MEMBRES DU COMITÉ SCIENTIFIQUE DE L'ÉTUDE

- M. François-Marie Bréon, chercheur au CEA, Laboratoire des sciences du climat et de l'environnement (LSCE)

- M. Sébastien Candel, président du Comité de prospective en énergie, Académie des sciences

- M. Jacques Percebois, professeur en sciences économiques, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie (CREDEN), Université de Montpellier-1

- M. Pierre Toulhoat, directeur scientifique, INERIS

- Mme Catherine Truffert, directrice de la recherche, BRGM

- M. Bernard Tardieu, président de la commission Énergie et Changement climatique, Académie des technologies

COMPTE-RENDU DE LA RÉUNION DU COMITÉ SCIENTIFIQUE DE L'ÉTUDE DU 23 MAI 2013

Présents :

- M. François-Marie Bréon, chercheur au CEA, Laboratoire des sciences du climat et de l'environnement (LSCE)

- M. Sébastien Candel, président du Comité de prospective en énergie, Académie des sciences

- M. Jacques Percebois, professeur en sciences économiques, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie (CREDEN), Université de Montpellier-1

- M. Pierre Toulhoat, directeur scientifique, INERIS

- Mme Catherine Truffert, directrice de la recherche, BRGM

Excusé :

- M. Bernard Tardieu, président de la commission Énergie et Changement climatique, Académie des technologies

Après que les rapporteurs eurent rendu compte de leur programme de travail et des principales conclusions de leur rapport d'étape, les membres du comité scientifique ont formulé les remarques suivantes.

M. Pierre Toulhoat

Vous souhaitez que l'on évalue les ressources du sous-sol français. À quelles ressources pensez-vous ? S'agirait-il d'une évaluation tous azimuts ou seulement des ressources en hydrocarbures non conventionnels ?

M. Christian Bataille

Il s'agit de l'ensemble de nos ressources non conventionnelles, qu'elles requièrent ou non l'usage de la fracturation hydraulique.

M. Pierre Toulhoat

Vous souhaitez que des sondages soient réalisés. Voulez-vous parler de forages ?

M. Jean-Claude Lenoir

Nous pensons à des forages mais aussi aux procédés d'auscultation du sous-sol par ondes que l'entreprise CGG nous a présentés.

Mme Catherine Truffert

On ne peut déterminer les volumes d'hydrocarbures disponibles qu'après avoir réalisé des opérations de fracturation hydraulique ou, éventuellement, utilisé des techniques alternatives. En Pologne, les premières évaluations américaines se sont avérées erronées : le retour n'est pas à la hauteur de ce qui était espéré. Le gaz est particulièrement piégé dans la roche-mère. Néanmoins, la qualité de ce qui est produit (condensats) vient compenser en partie le déficit de quantité.

La sismique réflexion, quels que soient ses progrès récents, ne permet pas de quantifier la ressource. Vous le constatez d'ailleurs dans votre document de travail. Des opérations de fracturation sont nécessaires ; il ne s'agit pas forcément de fracturation hydraulique même s'il faut bien constater qu'aujourd'hui, c'est la seule technique efficace.

M. Pierre Toulhoat

Il existe un défi scientifique qui devrait être inscrit à nos programmes de recherche : il s'agit de relier la structure des zones riches en matière organique dans les shales à la présence de gaz. Est-ce qu'à partir d'un échantillon prélevé dans une carotte, il est possible de caractériser la roche en laboratoire pour savoir si on pourra ultérieurement en extraire le gaz ? Cette question scientifique reste ouverte. Aux États-Unis, une approche empirique a prévalu sur une approche scientifique de fond. Il est peut-être nécessaire d'avoir une phase préalable de recherche destinée à la compréhension de ces processus. Avec l'IFPEN ou le BRGM, nous avons les moyens de relever ce défi scientifique.

M. Sébastien Candel

J'approuve votre idée de lancer un programme de recherche fondé sur les orientations proposées par l'ANCRE, qui incluent la question qui vient d'être abordée par M. Pierre Toulhoat.

Le programme proposé par l'ANCRE est très bien pensé et il rassemble tous les acteurs.

M. Jacques Percebois

J'aborderai plutôt les aspects économiques. Il est très important d'inclure la problématique des hydrocarbures non conventionnels dans le cadre du débat national sur la transition énergétique. Cette idée est confortée par le récent rapport du Conseil d'analyse économique sur l'énergie et la compétitivité, montrant qu'une hausse de 10 % du prix de l'énergie entraîne une baisse de 2 % des exportations. Le fait d'avoir de l'électricité nucléaire et, peut-être, demain des hydrocarbures non conventionnels à meilleur marché, permettrait d'éviter des importations de gaz et de demeurer compétitif.

Mais il faut être prudent concernant le coût : ce qui fait la rentabilité du gaz de schiste aux États-Unis, c'est le fait qu'il est associé à des condensats qui se valorisent très bien. Si le gaz n'est pas associé à des condensats, son coût sera plus élevé. Il est probable qu'en France le coût d'accès sera plus élevé qu'aux États-Unis. Il ne faut donc pas penser que nous aurons une rente gazière phénoménale. Mais l'exploitation de nos ressources permettrait d'économiser des importations et d'obtenir des taxes notamment sur le plan local. On risque d'importer demain du gaz non conventionnel. Les Russes en ont. Les Américains pourraient en exporter, mais pas au prix américain, en raison des coûts de transport, de liquéfaction etc.

M. Christian Bataille

Notre idée n'est évidemment pas d'augmenter la consommation d'hydrocarbures en France mais bien de substituer nos propres ressources à des ressources actuellement importées.

Pierre Toulhoat

Les données d'évaluation des ressources sont stratégiques : qui va financer ces travaux d'évaluation ? Comment les données seront-elles ensuite partagées ?

M. Christian Bataille

Ce point dépasse quelque peu le champ de notre mission.

M. Jean-Claude Lenoir

Notre objectif est de contribuer à ce que la loi soit, à terme, changée. Il faut avancer avec prudence concernant la suite.

M. François-Marie Bréon

Le point concernant l'utilisation des ressources non conventionnelles pour le financement de la transition énergétique est essentiel. En tant que spécialiste du climat, j'insisterai sur le fait que sortir des hydrocarbures, pour limiter nos émissions de gaz à effet de serre, est devenu urgent, dans le contexte où l'on a récemment dépassé le seuil de 400 ppm de CO2 dans l'atmosphère. On ne voit aucune inflexion à cette augmentation. On sait déjà que l'on ne va pas tenir le seuil de réchauffement de 2°C. Il faudrait que l'on parvienne à mettre en oeuvre de vraies politiques pour limiter ce réchauffement.

M. Jean-Claude Lenoir

Nous ne souhaitons pas augmenter notre consommation de ressources fossiles. Notre consommation est déjà réduite par rapport à celle de l'Allemagne. Cette politique de lutte contre les gaz à effet de serre doit être européenne.

M. Christian Bataille

Nous ne souhaitons pas déséquilibrer le bilan énergétique français mais l'obtenir autrement dans l'intérêt économique national. Il n'est pas impossible qu'on se heurte d'ailleurs à des réticences des industriels, qui pourraient préférer vendre du pétrole ou gaz, d'où qu'ils viennent, plutôt que d'en extraire du sol français. Les industriels français sont en fait assez mollement engagés, à l'exception de l'UFIP. Mais il faut faire en sorte que l'économie nationale prévale sur l'économie installée des hydrocarbures : ne pas consommer plus mais mieux.

Je voudrais aborder la question de la fracturation hydraulique. Nos auditions ont montré qu'elle n'était pas la caricature délivrée dans plusieurs films.

Par ailleurs l'impact industriel de l'exploitation ou non de nos ressources est un point essentiel.

M. Jean-Claude Lenoir

Nous avons examiné les techniques alternatives. Le retour est assez décevant dans l'immédiat ; en revanche une fracturation hydraulique améliorée est possible.

Sur l'aspect industriel, nous avons des leaders, mais leur chiffre d'affaires se fait essentiellement à l'étranger.

M. Pierre Toulhoat

Comment les inciter à reprendre les investissements ? Par la fiscalité ?

Mme Catherine Truffert

Avant la loi de 2011, l'ensemble du territoire était couvert de permis. Les industriels étaient très présents. Aujourd'hui ils sont retenus par l'interdiction. Vous n'aurez pas les industriels avec vous tant qu'ils ne verront pas que le verrou est susceptible d'être levé à terme.

S'agissant du prix du gaz, il faut espérer qu'il ne diminue jamais autant qu'aux États-Unis. En effet, le coût environnemental de l'extraction doit être intégré. Nous devons veiller à protéger nos aquifères, à ce que les opérateurs soient accompagnés par la puissance publique pour veiller à ce que les choses soient faites proprement.

C'est aux industriels de mener les travaux d'exploration. La puissance publique doit établir un cadre et veiller au respect de conditions environnementales.

M. Jean-Claude Lenoir

C'est le pétrole qui rentabilise le gaz aujourd'hui aux États-Unis

M. Jacques Percebois

Je pense aussi qu'aux États-Unis, le prix du gaz est trop bas. Il remonte aujourd'hui. En France, le coût sera plus élevé. Un système de double dividende est envisageable, grâce à des taxes et au gain en lien avec les importations évitées.

M. Christian Bataille

Je souhaiterais aborder la question du gaz de houille. Les technologies pour l'extraire en France paraissent assez simples. Qu'en pensez-vous ?

M. Pierre Toulhoat

Les affirmations d'EGL sont fondées sur un certain nombre d'expérimentations en Lorraine. Elles reposent sur le pari de l'absence de recours à la fracturation hydraulique. Or des travaux antérieurement menés par le CERCHAR (Centre d'Études et Recherches des Charbonnages de France) ont montré que la micro-fracturation du charbon français est relative. Un certain nombre de tests sont en cours pour valider ce pari. Quelques mois ou années demeurent nécessaires pour le confirmer. La qualité de l'eau associée à la production doit aussi être confirmée. Tout ceci doit être évalué de manière indépendante.

COMPTE-RENDU DE LA RÉUNION DU COMITÉ SCIENTIFIQUE DE L'ÉTUDE DU 13 NOVEMBRE 2013

Présents :

- M. Bernard Tardieu, président de la commission Énergie et Changement climatique, Académie des technologies

- M. Pierre Toulhoat, directeur scientifique, INERIS

- Mme Catherine Truffert, directrice de la recherche, BRGM

Excusés :

- M. François-Marie Bréon, chercheur au CEA, Laboratoire des sciences du climat et de l'environnement (LSCE)

- M. Sébastien Candel, président du Comité de prospective en énergie, Académie des sciences

- M. Jacques Percebois, professeur en sciences économiques, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie (CREDEN), Université de Montpellier-1

Après que les rapporteurs eurent présenté les conclusions de leur travail, les membres du comité scientifique ont formulé les remarques suivantes.

M. Pierre Toulhoat

On ne peut qu'approuver votre proposition de mettre en oeuvre pleinement la loi de 2011. Cette loi était très claire.

M. Jean-Claude Lenoir

Le Conseil constitutionnel en a validé la portée.

M. Pierre Toulhoat

Le recours à l'expertise scientifique, par la mise en oeuvre d'un programme de recherche, est un point essentiel. Il faudrait étendre vos propositions à la question de la gouvernance de la recherche : qui décide des programmes ? Qui les finance ? Il est nécessaire de tenir compte du contexte budgétaire restrictif qui affecte l'ensemble de nos organismes de recherche. L'INERIS subit, par exemple, une baisse de 17 % du montant de son programme de recherche en 2014 par rapport à 2013.

À propos du gaz de houille, un rapport récent du BRGM et de l'INERIS98(*) recense les principaux points sensibles, nécessitant soit une réglementation spécifique soit des travaux de recherche complémentaires.

Un premier sujet de préoccupation concerne le risque accidentel, en lien avec la gestion des systèmes à haute pression et l'hypothèse d'une migration non maîtrisée de gaz dans les ouvrages.

La qualité des eaux issues de l'exploitation du gaz de houille constitue un deuxième sujet de préoccupation. Il faut caractériser d'éventuels contaminants issus des charbons, susceptibles de remonter à la surface avec l'eau extraite.

M. Christian Bataille

Il semblerait, qu'en France, la fracturation hydraulique ne soit pas nécessaire à l'exploitation du gaz de houille. Qu'en pensez-vous ?

M. Pierre Toulhoat

Il faut attendre les résultats des essais en cours. Il existe des zones naturellement fracturées, de perméabilité accrue. Il faut en vérifier l'existence et l'étendue. Il conviendrait aussi de tester la présence de certains composés organiques dans l'eau extraite des puits.

Un troisième sujet de préoccupation, s'agissant du gaz de houille, est relatif à l'usage des sols.

Par ailleurs, vous proposez de faire réaliser par le BRGM et l'IFPEN des synthèses portant sur le gaz de houille. Je vous suggère de tenir compte des travaux existants, notamment du rapport précédemment mentionné. L'aspect « ressources » reste toutefois à approfondir.

L'INERIS et l'IFPEN ont par ailleurs rendu des études sur les méthodes alternatives à la fracturation hydraulique, fondées notamment sur une analyse de ce qui se fait à l'étranger.

Sur les échanges avec l'étranger dans le domaine scientifique, nos instituts s'en préoccupent d'ores et déjà.

Il faudrait résorber l'asymétrie de connaissances entre pouvoirs publics et entreprises.

M. Bernard Tardieu

L'application de la loi de 2011 devrait permettre une analyse des enjeux industriels. Vous évoquez la nécessité de renouer un dialogue pérenne avec l'industrie, mais la plupart des équipements sur les forages sont aujourd'hui importés.

M. Christian Bataille

Vous voulez dire que nos industriels nationaux devraient être étroitement associés à des opérations d'exploration ?

M. Bernard Tardieu

Les entreprises ont de l'argent, mais pas de visibilité. Il n'est pas nécessaire d'alourdir les finances publiques pour mener des travaux d'exploration. Il suffirait de donner de la visibilité aux entreprises pour qu'elles souhaitent investir.

Sur la dimension européenne, j'attire votre attention sur le fait que la Pologne et le Royaume-Uni sont réticents à la mise en place d'une réglementation à l'échelle de l'Europe. Si elle est trop restrictive, cette réglementation pourrait aboutir à rendre l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels non commerciale.

J'approuve votre idée d'un contrat social avec la population. C'est l'idée d'un risque choisi plutôt que subi. Vous évoquez la mise en place de « commissions locales d'information » (CLI), comme dans le domaine nucléaire.

M. Christian Bataille

Les CLI ont le mérite de permettre une bonne circulation de l'information. Or, plus l'information circule, moins les opposants ont prise. Elles permettent d'associer élus, associations, syndicats, pour faire en sorte que l'opposition ne soit pas monopolisée par une petite poignée d'individus.

M. Bernard Tardieu

Il ne me paraît toutefois pas judicieux de laisser penser que le risque associé à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels serait comparable au risque nucléaire. Les dangers de l'exploitation non conventionnelle sont en fait très surévalués. L'idée de trouver des mécanismes de concertation est bonne, mais le parallélisme avec les CLI n'est peut-être pas nécessaire.

Enfin, s'agissant du lien avec la transition énergétique, les Verts américains sont favorables au gaz car ils savent que l'éolien ou le stockage hydraulique d'énergie (STEP99(*)) ont leurs limites. Le gaz est complémentaire de l'énergie éolienne.

Mme Catherine Truffert

La connaissance géologique est fondée, au plan national, sur un Référentiel géologique de la France, qui rassemble les travaux effectués par différents organismes depuis plusieurs décennies. Ce programme est financé par l'État, par les collectivités locales et, dans certains cas, par les industriels. L'existant n'est donc pas négligeable.

Les industriels seraient prêts à financer l'acquisition de connaissances supplémentaires : il ne faudrait pas laisser croire que le financement de la recherche doit provenir exclusivement de l'État. Dire que les organismes publics doivent poursuivre des travaux de recherche sur les hydrocarbures non conventionnels n'est toutefois pas inutile.

Nos connaissances sur les ressources ne nous permettent pas de déterminer à quelles conditions cette ressource peut être prélevée. En Pologne, les estimations ont été révisées de 90 % à la baisse. La ressource est présente, mais dans un contexte qui ne permet pas de l'extraire facilement. Sans utiliser la fracturation hydraulique, on ne sait pas évaluer la réserve récupérable. En France, on ne pourrait pas procéder à de telles évaluations sans aménager la loi, exclusivement dans un objectif de recherche et développement.

Nous ne pouvons pas non plus savoir si les roches contiennent des radionucléides mobiles sans procéder à de telles expérimentations.

M. Pierre Toulhoat

Vous évoquez la réforme du code minier pour ce qui est de l'intéressement des collectivités et de la population. Il faudrait peut-être aussi insister sur le fait que cette réforme doit amener davantage de concertation, les anciennes procédures étant obsolètes.

M. Jean-Claude Lenoir

Le Sénat a créé un groupe de travail sur la réforme en cours du code minier. Nous l'évoquons mais évidemment cela n'est pas l'objet principal du rapport de l'OPECST.

Mme Catherine Truffert

Les dispositions du code minier ont créé des mécanismes de royalties très faibles en faveur des collectivités locales, à une époque où il fallait attirer les investisseurs sur le territoire. Le contexte a changé : d'une part, les mécanismes de royalties sont inadaptés ; d'autre part, le non-conventionnel est incontestablement plus impactant pour le voisinage que le conventionnel.

LISTE DES PERSONNES AUDITIONNÉES

13 décembre 2012

- M. Pierre-René Bauquis, professeur associé IFP School, Ancien directeur gaz-électricité-charbon du groupe Total

- BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières)

MM. Didier Bonijoly, directeur-adjoint des Georessources, Hubert Fabriol, direction des risques et de la prévention, Francis Claret, direction Eau, Environnement, Ecotoxicologie

- Académie des technologies

M. Bernard Tardieu, président de la commission Énergie et Changement climatique, membre du groupe de travail auprès des rapporteurs

9 janvier 2013

- UFIP

M. Jean-Louis Schilansky, président

Mme Isabelle Muller, déléguée générale

M. Thierry Monmont, directeur Exploration et Production

M. Bruno Ageorges, directeur des relations institutionnelles et des affaires juridiques

- CGEIET/CGEDD (Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies / Conseil général de l'environnement et du développement durable)

M. Jean-Louis Durville, ingénieur général des ponts, des eaux et des forêts

M. Gilles Bellec, ingénieur général des Mines

M. Didier Pillet, ingénieur en chef des Mines

M. Jean-Claude Gazeau, ingénieur général des ponts, des eaux et des forêts

- Hess Oil France

M. Bertrand Demont, président

Mme Stéphanie Hari, sénior géologue

M. Guillaume Defaux, directeur de la communication et des relations publiques

- INERIS

M. Vincent Laflèche, directeur général

M. Pierre Toulhoat, directeur scientifique, membre du groupe de travail auprès des rapporteurs

- Total

M. Bruno Courme, directeur général, Total Gas Shale Europe

M. François Tribot Laspière, adjoint au directeur Affaires Publiques France et ONG

M. Matthieu Naegel, chef du projet « Unconventional Gas Ressources »

10 janvier 2013

- IFPEN (Institut Français du Pétrole - Énergies nouvelles)

M. Olivier Appert, président

M. François Kalaydjian, directeur adjoint « Ressources »

- M. Philippe Vesseron, ancien président du BRGM

- CNRS/ANCRE (Alliance nationale de coordination de la recherche pour l'énergie)

M. Bruno Goffé, directeur de recherche au CNRS, chercheur au CEREGE (Centre Européen de Recherche et d'Enseignement des Géosciences de l'Environnement), Aix Marseille Université

M. Jean-Raynald de Dreuzy, chargé de recherche, Géosciences Rennes I, CNRS

M. François Renard, professeur à l'Université Joseph Fourier - Grenoble I, Institut des sciences de la Terre

M. Jacques Pironon, directeur de recherche au CNRS, UMR Géologie et gestion des ressources minérales et énergétiques, Université de Lorraine

M. Gilles Pijaudier-Cabot, professeur à l'Université de Pau et des Pays de l'Adour, directeur du Laboratoire des fluides complexes et leurs réservoirs

- Schlumberger France

M. Pascal Panetta, président

M. Dominique Pajot, global account manager, WesternGeco

22 janvier 2013

- ecorpStim

M. John Francis Thrash, chairman & CEO, eCorp International, LLC

Mme Florence Maisel, directeur général, Interel

M. Aristide Luneau, directeur, Interel

15 février 2013

- Schuepbach

M. Martin A. Schuepbach, PDG, Schuepbach Energy

M. Marc Fornacciari, avocat à la Cour

21 février 2013

- European Gas Limited (EGL)

M. Julien Moulin, président

M. Frédéric Briens, directeur général

- Greenpeace

Mme Anne Valette, chargée de campagne Climat-Energie

- GEP-AFTP

M. Jean Ropers, président

M. Philippe Perreau, directeur, Technologies Innovations Projets

26 février 2013

- Ambassade des États-Unis en France

Mme Candy Green, conseiller, Affaires environnementales et scientifiques

M. Blake Butler, conseiller adjoint

Mme Maureen Clapper, attachée, Secteur Energie

28 février 2013

- M. Jacques Percebois, professeur en sciences économiques, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie (CREDEN), Université de Montpellier-1, membre du groupe de travail auprès des rapporteurs

- M. Christian Stoffaes, ingénieur général des Mines, chef économiste du CGEIET

- M. Patrice Geoffron, professeur en sciences économiques, directeur du Centre de Géopolitique de l'énergie et des matières premières (CGEMP), Université Paris Dauphine

7 mars 2013

- Académie des sciences

M. Sébastien Candel, président du comité de prospective en énergie, , membre du groupe de travail auprès des rapporteurs, M. Vincent Courtillot, M. Michel Combarnous, membres du comité de prospective en énergie, Académie des Sciences

- France Nature Environnement

Mme Maryse Arditi

- Agence internationale de l'énergie

M. Christian Besson, analyste senior

14 mars 2013

- SNF Floerger

M. Pascal Rémy, président

21 mars 2013

- Centre d'analyse stratégique

M. Hervé Monange, directeur général adjoint

M. Dominique Auverlot, chef du département développement durable

M. Etienne Beeker, département développement durable

- Vermilion Energy Inc.

M. Jean-Pascal Simard, directeur des relations publiques Europe

Mme Pantxika Etcheverry, responsable du service Études France

- Halliburton

M. Rémy Caulier, vice president, Total Global Account

M. Nicholas Gardiner, Strategic business manager, Production enhancement

- Commune d'Auchel (62)

M. Philibert Berrier, premier adjoint au Maire

28 mars 2013

- Veolia

M. Jean-Marc Philipot, directeur technique, Veolia Eau

M. Didier Bigeonneau, directeur du Développement industrie pétrolière et gazière, Veolia Eau

Mme Marie-Thérèse Suart-Fioravante, directeur des Relations institutionnelles, Veolia Environnement

- Vallourec & Mannesmann Tubes

M. Didier Hornet, directeur général, Division OCTG, Membre du comité exécutif de Vallourec

M. Sébastien Cochet, Marketing & Développement, OCTG Division

Mme Caroline Philips, Group media relations manager

- GDF Suez

M. Didier Holleaux, directeur général

Mme Angeles Yackow, R&D and New Technologies Coordinator, Operations Department

M. Bertrand Garnier, technical and new offers development director, Degrémont Industry

Mme Valérie Alain, directeur des relations institutionnelles

4 avril 2013

- M. Laurent Michel, directeur général, direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie

11 avril 2013

- IMERYS

M. Thierry Salmona, membre du comité exécutif, directeur général Innovation & Support Business

Mme Anne Fauconnier, directeur de la communication corporate & interne

M. Raphaël Leclerc, consultant sénior, département BSA, CSA

15 avril 2013

- Déplacement en Lorraine

EGL 

Visite d'une nouvelle plateforme en construction à Tritelling

Visite du site de forage et de test de production de Folschviller

M. Julien Moulin, président

M. Frédéric Briens, directeur général

M. Bernard Michaud, chef géologue

Elus et associations

M. Jean-Pierre Masseret, président du Conseil régional

Mme la maire-adjointe de Folschviller

M. Michel Kaspar, président de l'ADELP (Association agréée pour la défense et la lutte contre la pollution)

DREAL

M. Robert Mazzoleni, responsable de la DREAL Lorraine sur les questions minières

18 avril 2013 : Audition ouverte à la presse

Première table ronde - Hydrocarbures non conventionnels : les ressources

M. Bruno Goffé, directeur de recherche au CNRS

M. Christian Besson, analyse senior, Agence internationale de l'énergie

M. Olivier Appert, président, IFPEN

M. Frédéric Briens, directeur général, EGL

Deuxième table ronde - Hydrocarbures non conventionnels : les techniques

M. Bruno Courme, directeur de la filiale Total Gas Shale Europe

M. Gilles Pijaudier-Cabot, directeur du Laboratoire des fluides complexes et leurs réservoirs, Université de Pau et des Pays de l'Adour

M. François Kalaydjian, directeur adjoint « Ressources », IFPEN

M. Pascal Baylocq, président du club de réflexion sur les hydrocarbures de roches-mères, GEP-AFTP

M. Jean-Pascal Simard, directeur relations publiques en Europe, Vermilion

M. John Francis Thrash, chairman et CEO, ecorpStim

14 mai 2013

- Déplacement dans le bassin minier du Nord-Pas-de-Calais

Gazonor / EGL

Visite du site d'exploitation du gaz de mines à Avion

M. Gauthier de Potter, président de Gazonor

M. Nicolas Ricquart, directeur de Gazonor

M. Bernard Michaud, chef géologue, EGL

Élus

M. Jean-Pierre Kucheida, président de l'Association des communes minières de France

M. Jean-Marc Tellier, maire d'Avion

M. Jacques Vernier, maire de Douai, conseiller régional

Mme Frédérique Masson, suppléante de M. Guy Delcourt, député, maire de Lens

M. Marcel Coffre, maire de Marles-les-Mines

DREAL

M. Roger Dhénain, DREAL Nord-Pas-de-Calais

M. Frédéric Baudouin, DREAL Nord-Pas-de-Calais

16 mai 2013

- Déplacement sur un forage en cours de Hess Oil France en Seine et Marne

- CGG

M. Jean-Georges Malcor, directeur général

M. Olivier Gouirand, VP Finance & Strategy Group

M. Salvador Rodriguez, VP Geoscience Technology

- Département de l'énergie des États-Unis (en vidéoconférence à l'ambassade des États-Unis à Paris)

M. Christopher Smith, Secrétaire d'Etat adjoint, Acting assistant secretary and Principal deputy assistant secretary for the Office of Fossil Energy, US Department of energy

22 mai 2013

- Déplacement sur des sites de Vermilion en Seine et Marne

Visite du puits de pétrole de roche-mère Champotran 29

18 juin 2013

- Saint-Gobain

M. Jean-Louis Beffa, président d'honneur

15-19 juillet 2013 : Déplacement aux États-Unis

PROGRAMME

Dimanche 14 juillet : Washington, DC

16h30

17h15-18h30

Accueil à l'Ambassade par MM. Marc Magaud, Cyril Pinel, Mmes Annick Suzor-Weiner, Céline Ramstein, MM. Frédéric Lohier et Vincent Delporte

Entretien avec l'Ambassadeur de France, M. François Delattre et la Mission pour la science et la technologie de l'Ambassade de France

Lundi 15 juillet 2013

9h45

FTI Consulting

Entretien avec

Mike Catanzaro - FTI Consulting, animateur de la plateforme internet du Independent Petroleum Association of America

Christopher D. Tucker Directeur, managing director, Communication

11h00

12h15-13h45

14h00

15h00

Ressources for the Future

Environmental Defense Fund

Entretien avec

Mark Brownstein, chief counsel, Environmental Defense Fund Programme Energie

Alan Krupnick, senior fellow and director, Center for Energy Economics and Policy, Resources for the future

Déjeuner de travail

Participants : M. Brownstein, A. Krupnick, M. Magaud

U.S Department of Energy

Entretien avec

Christopher Smith, assistant secretary, Acting, Office of fossil Energy

Sally C. Kornfeld, division director, Division of international oil and natural gas activities

Rachel Halpern, Oil and Gas analyst

Chambre des Représentants

Entretien avec le staff du Représentant Dan Maffei (D) - Représentant du 24è district de New York

Bryan Maxwell, legislative assistant

   

16h00

Entretien avec Brandon Mooney - staffer républicain de la Commission Energie et Commerce à la Chambre des Représentants

Lieu : 2125 Rayburn Office Building

Contact : Cameron Griffith - (202) 641-8287

 

Mardi 16 juillet 2013 Transfert de Washington à Pittsburgh, Pennsylvanie

   

16h30

Center for Sustainable Shale Development (CSSD)

Briefing par Andrew Place, Directeur

Pittsburgh

   

Mercredi 17 juillet 2013 Bassin Utica, Ohio

   

10h00

Hess

Réunion technique dans les bureaux de Hess à Steubenville, Ohio

Entretien avec :

Joaquin Martinez, operations manager

Caroline Gilbert, senior legal counsel E&P Legal

Louis R. Shepard Chef d'équipe - Ingénierie du projet Utica Team Lead - Completions Engineeirng Utica Project

Trevor Morton, foundation program engineer

Marcus Attaway, Global drilling and completions Completions supervisor

et Visite d'un site d'exploitation en cours de forage à Cadiz, Ohio

Lieu : Bassin Utica, Ohio

18h00

Transfert à Houston, Texas

   

Jeudi 18 juillet 2013 Houston puis Austin, Texas

08h15

Consulat de France à Houston

Serge Krebs, Catherine Marais et Vincent Delporte

08h30-09h45

Petit Déjeuner de travail au Consulat

Entretien avec Phan Bai, special assistant to the CEO, Veolia Water Americas, Industrial business group

10h-11h15

Entretien avec

Jean DeRidder, Assets Manager et Frédéric Lagarde, ingénieur exploration et production, Total USA

11h30

Départ du Consulat pour l'université du Texas à Austin

14h30-17h

Université du Texas à Austin

Rencontre avec des chercheurs du département pétrolier (department of petroleum and gesosystems ingeneering) de l'université du Texas à Austin.

Tadeusz W. Patzek, chairman/professor

Mukul M. Sharma, Ph. D., professor,

Masa Prodanovic, Ph. D., assistant professor

Katharine J. Grieve, Communications coordinator

Jon E. Olson, Ph. D., associate professor

Lionel Ribeiro, doctorant

Départ pour San Antonio, Texas

   

Vendredi 19 juillet 2013 Bassin Eagle Ford, Texas

07h00- 15h00

Visite d'un site en cours de forage Hunt-Halliburton à Floresville, Texas

16h00- 18h30

Réunion technique dans les bureaux de Halliburton à Houston

Houston, Texas

Présentations par :

Mike Watts, Fracture stimulation affairs production enhancement, Halliburton

Glenda Wylie, PMP, global director of technical marketing, Marketing and business development, Halliburton

Nikolaus Droemer, technology manager, Halliburton

Marcus Simmons, director of fracture diagnostics, Pinnacle

Dion Billard, P. Eng., technical professional leader, Pinnacle

Jean DeRidder et Frédéric Lagarde, Total USA

16 septembre 2013

- Déplacement à Montpellier

Direction régionale de l'environnement, de l'aménagement et du logement Languedoc-Rousssillon

M. Didier Kruger, directeur

M. Bruno Favard, Référent Mines, Après Mines

M. Sébastien Dupray, chef du service Risques

M. Philippe Chartier, chef de la division risques chroniques et sous-sol

Délégation régionale à la recherche et à la technologie

M. Christian Périgaud, délégué régional

Université Montpellier 2, Géosciences Montpellier

M. Nicolas Arnaud, Directeur de recherche CNRS

M. Michel Séranne, Chargé de recherche CNRS

Université Montpellier 2, Hydrosciences Montpellier

M. Séverin Pistre, professeur des universités

Déjeuner de travail

M. Pierre de Bousquet de Florian, préfet de l'Hérault, préfet de la région Languedoc-Roussillon

Collectif 07 Stop au Gaz de Schiste

M. Paul Reynard, porte-parole

M. Alain Souleliac-Boissel

22 au 25 septembre 2013 : Déplacement en Pologne

PROGRAMME

Dimanche 22 septembre 2013

17h40 Arrivée à Varsovie

20h00 Dîner de travail avec M. Philippe Cerf, Premier Conseiller, et M. Sébastien Reymond, Attaché de Coopération Scientifique et Universitaire, Ambassade de France en Pologne

Lundi 23 septembre 2013 (Varsovie)

09h00 Wojskowa Akademia Techniczna, Katedra Mechaniki i Informatyki Stosowanej (Académie technique militaire / WAT)

09h00 Accueil par les autorités de l'Université

Entretien avec le Général de Brigade Prof. Zygmunt Mierczyk, Recteur de la WAT

09h15 Présentation scientifique, discussion, visite du laboratoire de recherche sur le gaz de schiste

Prof. Tadeusz Niezgoda, Directeur, Center of advanced energetic technologies

Dr Danuta Miedzinska, chercheur

11h00 Ministère de l'environnement

Entretien avec M. Piotr Wozniak, Secrétaire d'État et Géologue principal, M. Anatonin Falwowski, conseiller

12h30 Déjeuner à la Résidence de France

M. Pierre Buhler, Ambassadeur de France en Pologne

M. Piotr Wo·niak, Secrétaire d'état

M. Tadeusz Niezgoda, professeur de la WAT

Mme Danuta Miedziñska, chercheur à la WAT

M. Sergio Laura, directeur d'ENI Polska ;

Mme Malgorzata Wo·nicka du PIG

M. Jerzy Nawrocki directeur du PIG, confirmé ;

14h45 Institut de géologie polonais (Panstwowy Instytut Geologiczny : PIG)

Entretien avec M. Jerzy Nawrocki, directeur et Mme Malgorzata Woznicka, responsable des risques hydrogéologiques

16h00 ENI Polska

Entretien avec M. Sergio Laura, Directeur et une équipe technique

17h00 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo / Polish Oil and Gas Company (société nationale pour le pétrole et le gaz) PGNiG

Entretien avec M. Tomasz Solarski, directeur de la branche exploration/production, M. Jacek Adamiak, adjoint au directeur, M. Jarosaw Polit, adjoint au directeur, M. Piot Kasza, Stimulation department manager, M.Jerzy Stopa, expert en ingénierie des ressources et M. Zdzisaw Koodziejczyk, pétrophysicien

18h30 TOTAL Polska

M. Thibaud de Lisle

19h15 Fondation Strefa Zieleni (Zone du vert)

Entretien avec Mme Ewa Sufin-Jacquemart, Directrice

Mardi 24 septembre 2013 (Kock et Gdañsk)

09h00 Visite du site de Kock, Kock-Tarkawica (région de Lublin)

Visite du forage PGNiG (tête de puits) en compagnie du Secrétaire d'Etat M. Piotr Wo·niak, accueil par PGNiG.

13h30 Transfert vers Gdansk

15h45 Arrivée à Gdansk

Entretien avec M. Mieczysaw Struk, Maréchal de Poméranie, Mme Malgorzata Klawiter, plénipotentiaire de la Voïvodie de Poméranie pour le gaz de schiste et Mme Monika Tarnowska, Consul honoraire de France

Mercredi 25 septembre 2013 (Varsovie)

08h30 Petit-Déjeuner à la Résidence de France

10h00 Entretien avec la presse à la Résidence de France

12h45 Retour vers Paris

17 octobre 2013

- M. Thomas Porcher, économiste

- Union française des industries pétrolières (UFIP)

M. Jean-Louis Schilansky, président

Mme Isabelle Muller, déléguée générale

M. Thierry Monmont, directeur Exploration et Production

M. Bruno Ageorges, directeur des relations institutionnelles et des affaires juridiques

24 octobre 2013

- M. Marc Durand, Ingénieur-géologue, Université du Québec à Montréal (UQAM)

M. Jérémy Wauquier, Association de défense, santé, eau, nature environnement (ADSENE)

- M. Philippe Vesseron, Président du comité national de la géothermie et président d'honneur du BRGM

- Hess Oil

M. Bertrand Demont, Président

M. Guillaume Defaux, Directeur de la communication et des relations publiques

CONTRIBUTIONS ECRITES DES PARTENAIRES SOCIAUX

Vos rapporteurs ont sollicité par écrit les partenaires sociaux représentatifs au niveau interprofessionnel. Ils ont reçu les contributions écrites publiées ci-après.

1 Confédération française des travailleurs chrétiens (CFTC)

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1 Confédération générale des petites et moyennes entreprises (CGPME)

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1 Confédération générale du travail (CGT)

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1 Force ouvrière (FO)

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1 Mouvement des entreprises de France (MEDEF)

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1 Union professionnelle artisanale (UPA)

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GLOSSAIRE DES ACRONYMES EMPLOYÉS

AIE

Agence internationale de l'énergie

ANCRE

Alliance nationale de coordination de la recherche pour l'énergie

BRGM

Bureau de recherches géologiques et minières

CBM

Coalbed methane (gaz de couche)

CGEDD

Conseil général de l'environnement et du développement durable

CGEIET
(précédemment : CGIET)

Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies

CGG

Compagnie générale de géophysique

CMM

Coalmine methane (gaz de mines)

DOE

Department of energy (ministère de l'énergie, États-Unis)

DREAL

Direction régionale de l'Environnement, de l'Aménagement et du Logement

EDF

Environmental defense fund

EGS

Enhanced Geothermal System

EGL

European Gas Limited

EIA

US Energy Information Administration

ENI

Ente Nazionale Idrocarburi (Société nationale des hydrocarbures, Italie)

GEP-AFTP

Groupement des entreprises et des professionnels des hydrocarbures et des énergies connexes (issu de la fusion du Groupement des entreprises parapétrolières et paragazières - GEP- et de l'Association française des techniciens et professionnels du pétrole - AFTP)

GES

Gaz à effet de serre

HNC

Hydrocarbures non conventionnels

IFP Énergies nouvelles ou IFPEN

Institut français du pétrole Énergies nouvelles

IHS

Information Handling Services

INERIS

Institut national de l'environnement industriel et des risques

NFP

Non flammable propane ou propane non inflammable

PGNiG ou POGC

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo / Polish Oil and Gas Company (société nationale pour le pétrole et le gaz, Pologne)

PIG

Institut de géologie polonais (Panstwowy Instytut Geologiczny)

PWC

Price Waterhouse Coopers

RFF

Ressources For the Future

USGS

United States Geological Survey (Institut d'études géologiques des États-Unis)

WAT

Wojskowa Akademia Techniczna (Université militaire technologique)


* 1 En effet si cette étude était réalisée, elle pourrait conclure à la faisabilité d'une telle exploitation, ce qui reste aujourd'hui à démontrer. A contrario, en l'absence d'une telle étude, aucune décision d'exploiter ne peut être raisonnablement prise.

« La plupart des acteurs s'accorde sur la nécessité de réaliser une étude de l'impact socioéconomique (tourisme, emploi, prix de l'énergie), environnemental et climatique de l'exploitation des gaz de schiste, incluant une analyse complète du cycle de vie. D'autres s'opposent à cette étude, considérant que les gaz et huiles non conventionnels ont des impacts environnementaux et climatiques négatifs qui justifient à eux seuls de ne pas les exploiter »- Synthèse des travaux du débat national sur la transition énergétique de la France- 18 juillet 2013- p.24

* 2 «  La transition énergétique à l'aune de l'innovation et de la décentralisation »- Bruno Sido, Jean-Yves Le Déaut- AN n°1352-Sénat n°838, pages 22 à 24.

* 3 Vos rapporteurs ont ainsi visité toutes les zones métropolitaines susceptibles de receler des HNC : pétrole dans le Bassin Parisien, gaz de couche de charbon dans le Nord-Pas de Calais et la Lorraine, et gaz dans la basse vallée du Rhône.

* 4 Le texte de cette loi figure en annexe au présent rapport.

* 5 Décision n° 2013-346 du 11 octobre 2013, Question prioritaire de constitutionnalité, Société Schuepbach Energy LLC (voir annexe).

* 6 Voir ci-après III.A

* 7 Le Conseil constitutionnel, saisi par voie d'exception, a déclaré la loi conforme à la Constitution, si bien que seul le législateur peut aujourd'hui la modifier ou l'abroger.

* 8 Institut Français du Pétrole Energies Nouvelles.

* 9 Hydrocarbures de roche-mère : évolution ou révolution dans le monde l'énergie, IFP Énergies Nouvelles (2013)

* 10 Adsorption : fixation d'une particule sur la surface d'un matériau (source : CNRS).

* 11 Le record est détenu par Total en Argentine avec une longueur horizontale de 11 km.

* 12 Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies.

* 13 « Programme de recherche sur l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère », Groupe de travail de l'ANCRE, coordonné par MM. François Kalaydjian (IFPEN) et Bruno Goffé (CNRS).

* 14 Source : Total

* 15 Comme on le verra ci-après (III. A.), dans le cas des fluides à base d'eau, les additifs doivent présenter des propriétés parfois contradictoires : forte viscosité pour la formation de la fracture et le transport des particules solides, faible viscosité pour être facilement injectables et éliminables. La faible viscosité des fluides formés à partir de gaz liquéfiés permet une meilleure pénétration du fluide et une évacuation facilitée par le passage en phase gazeuse ou supercritique (cas du CO2).

* 16 Source : Non aqueous fracturing technologies for shale gas recovery, Department of Chemical Technology, Chemical Faculty, Gdansk University of Technology.

* 17 Adsorption : fixation d'une particule sur la surface d'un matériau (source : CNRS).

* 18 «Numerical simulation and modeling of enhanced gas recovery and CO2 sequestration in shale gas reservoirs : a feasability study», A. Kalantari-Dahaghi, Université West Virginia.

* 19 La fracturation au propane est développée aux États-Unis ; c'est toutefois en France que vos rapporteurs ont mené l'essentiel de leurs auditions à ce sujet.

* 20 La formule chimique de l'heptafluoropropane est donc C3HF7, celle du propane étant C3H8.

* 21 « Use less water in fracking » Katharine Grieve- The Alcade p.44- University of Texas, novembre-décembre 2012.

* 22 Thèse de Lionel Hervé Noël Ribeiro, Development of a Three-Dimensional Compositional Hydraulic Fracturing Simulator for Energized Fluids -The University of Texas at Austin, 2013- sous tutelle du professeur Mukul M. Sharma

Des articles disponibles sur le site www.onepetro.org en particulier : pour le GPL Hurst (1972), Smith (1973) et Tudor et al. (2006), pour les mousses Wendorff et Ainley (1981), Grundman et Lord (1983), King (1985), Ward (1986), Cippola (1990) et Harris (1992), pour l'azote et le gaz carbonique Allen et King (1982), Sinal et Lancaster (1987), Tudor et al. (1994), Harris et al. (1998) et Gupta et Bobier (1998).

Voir aussi Satya Gupta, «Unconventional Fracturing Fluids: What, Where and Why»2011, sur le site de l'environmental protection agency (EPA) www2.epa.gov

* 23 Voir ci-après l'extrait d'un article de 1987 d'une revue professionnelle canadienne documentant la technique au dioxyde de carbone.

* 24 Gupta D.V.S, Bobier D.M, 1998, The History and success of liquid CO2 and CO2/N2 fracturing system. SPE, Canadian Fracmaster Ltd., SPE Gas Technology Symposium, 15-18 mars 1998, Calgary, Alberta, Canada.

* 25 Christopher Tucker du groupe FTI consulting (à Washington) a indiqué à vos rapporteurs que le forage à l'acide était, par exemple, adapté en Californie dans le schiste de Monterey, lequel recèlerait des réserves très importantes. L'irrégularité des couches de schiste rend, semble-t-il, plus facile un forage vertical sans drain horizontal, avec une injection d'acide sans qu'il soit nécessaire de recourir à une fracturation sous pression.

* 26 On trouve parfois le terme de «nitrogène» dans la littérature, c'est un anglicisme synonyme d'azote (N2).

* 27 Development of Non-Contaminating Cryogenic Fracturing Technology for Shale and Tight Gas Reservoirs. Colorado school of mines et Research partnership to secure energy for America, juin 2013 www.rpsea.org. Ce programme doit coûter 2,7 millions de dollars.

* 28 Voir, ci-après, II sur le cas français.

* 29 Selection of best drilling, completion and stimulation methods for coalbed methane reservoirs- Sunil Ramaswamy-Thèse de master of science de l'Université du Texas à Austin, décembre 2007.

* 30 Assessment of shale gas and shale oil resources of the lower Paleozoic Baltic-Podlasie-Lublin basin in Poland, PIG (mars 2012).

* 31 Le titre de Maréchal est celui des présidents élus des Régions polonaises (Voïvodies).

* 32 Razem o upkach (Together about shales).

* 33 Il s'agit des voïvodies de Cujavie-Poméranie et de Varmie-Mazurie, qui se sont associées à l'initiative prise par la Poméranie.

* 34 Filiale de la société italienne ENI en Pologne.

* 35 Study on carbon dioxide thermodynamic behavior for the purpose of shale rock fracturing, T. Niezgoda et al., Bulletin of the Polish Academy of Sciences (2013).

* 36 Adsorption : fixation d'une particule sur la surface d'un matériau (source : CNRS).

* 37 Perspectives pour le gaz de houille en France, Rapport du Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies, établi par MM. Fabrice Dambrine, Benoît Legait, Alain Liger.

* 38 Source : réponse à la question orale sans débat n° 0432S de M. Dominique Watrin (Pas-de-Calais - CRC), publiée dans le JO Sénat du 19 juin 2013.

http://www.senat.fr/questions/base/2013/qSEQ13040432S.html

* 39 «Coal Seam Gas, estimation and reporting of greenhouse gas emissions», Australian Government, Department of Climate Change and Energy Efficiency.

* 40 Source : Les perspectives pour le gaz de houille en France, rapport précité.

* 41 « Synthèse sur les gaz de houille : exploitation, risques et impacts environnementaux », Rapport de l'INERIS et du BRGM, octobre 2013.

* 42 Dollars par million de British Thermal Unit (MMBTU) ; 1 MMBTU représente l'équivalent énergétique de 0.18 baril de pétrole.

* 43 «Increased stray gas abundance in a subset of drinking water wells near Marcellus shale gas extraction», Robert Jackson et al., PNAS (Proceedings of the National Academy of Science).

* 44 Audition de M. Philippe Martin, ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, le 1er octobre 2013 par les commissions du développement durable et des affaires économiques, en vidéo sur le site internet du Sénat : http://videos.senat.fr/video/videos/2013/video19813.html

* 45 Rapport d'information de MM. François-Michel Gonnot et Philippe Martin, députés, au nom de la mission d'information sur les gaz et huile de schiste, Assemblée nationale n° 3517 (8 juin 2011).

* 46 MM. Nicolas Arnaud, Michel Séranne (Géosciences Montpellier) et Séverin Pistre (Hydrosciences Montpellier).

* 47 Cf Potential contaminant pathways from hydraulically fractured shale to aquifers, Tom Myers, GroundWater (2012).

* 48 Resources for the future.

* 49 Le méthane, un gaz à effet de serre : mesures de réduction et de valorisation des émissions anthropiques, CGEDD/CGIET (2010). Cette nocivité est 25 fois plus élevée sur 100 ans.

* 50 D'après l'Agence internationale de l'énergie, chiffres cités dans «The Shale Oil and Gas Revolution, Hydraulic Fracturing, and Water Contamination: A Regulatory Strategy» par Thomas W. Merrill et David M. Schizer, projet de mars 2013- Université de Columbia

* 51 «it is likely that leakage at individual natural gas well sites is high enough, when combined with leakage from downstream operations, to make the total leakage exceed the 3.2 % threshold beyond which gas becomes worse for the climate than coal for at least some period of time»- Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure- Ramón A. Alvarez, Stephen W. Pacala, James J. Winebrake, William L. Chameides, and Steven P. Hamburg- publié au Proceedings of National Academy of Science, février 2012. La question des fuites de méthane dans l'atmosphère est plus générale que celle de l'éventuelle pollution des aquifères, qui est accidentelle (voir supra III.A.1).

* 52 RW Howarth, R Santoro, A Ingraffea (2011) Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations. Climate Change n°106

* 53 Measurements of methane emissions at natural gas production sites in the United States- David T.Allen, Vincent M. Torres, James Thomas, David W. Sullivan, Matthew Harrison, Al Hendler,Scott C. Herndon, Charles E. Kolb, Matthew P. Fraser, A. Daniel Hill, Brian K. Lamb, Jennifer Miskimins, Robert F. Sawyer, and John H. Seinfeld- Université du Texas à Austin et alii- publié au Proceedings of National Academy of Science, septembre 2013

* 54 Les bassins en orangés recèlent du gaz et du pétrole de schiste (shale), ceux en vert du gaz de houille (coal bed methane)

* 55 Vos rapporteurs ont été attentifs à toute manifestation extérieure de rejet ou de mécontentement (calicots, autocollants, inscriptions etc.) dans les vastes zones qu'ils ont traversées : ils n'en ont vu aucune, même s'ils ne peuvent naturellement pas conclure à l'absence de toute manifestation de ce type. Dans un sondage de décembre 2011 réalisé par le cabinet Deloitte (Deloitte Survey - Public opinions on shale gas development), 56 % des sondés estiment que les avantages excèdent les inconvénients.

* 56 Vos rapporteurs ont rencontré Resources for the future et Environmental Defense Fund à Washington, et le Center for sustainable shale development à Pittsburgh.

* 57 Elle doit rendre une étude sur les conséquences sur l'eau de la fracturation hydraulique en 2014.

* 58 «It is important to note that while there have been incidents of pollution and water contamination associated with the development of unconventional gas, the hydraulic fracturing process itself has generally not been implicated. Causes of pollution are often spills on the surface, improper well design, and/or improper storage of chemicals and produced water.» Réponse écrite à vos rapporteurs de Mr Christopher Smith, secrétaire adjoint à l'énergie, mai 2013.

* 59 En sens contraire, la représentante du Colorado, Diana DeGette, a déposé une proposition de loi tendant à refédéraliser certaines prescriptions, mais, selon les interlocuteurs de vos rapporteurs, elle n'aurait aucune chance de prospérer.

* 60 Resources for the future - The state of state shale gas regulation- Nathan Richardson, Madeleine Gottlieb, Alan Krupnick et Hannah Wiseman- mai 2013. Les cartes figurant dans cette partie du présent rapport sont issues de cette étude.

* 61 Les 4 États en violet n'imposent qu'une déclaration préalable, mais assortie d'une obligation de compte rendu de l'utilisation faite de l'eau prélevée.

* 62 1 gallon = 3,78 litres

* 63 Voir le documentaire du journaliste Lech Kowalski intitulé : « la malédiction du gaz de schiste » diffusé sur Arte le 29 janvier 2013.

* 64 Chiffres à rapprocher des 100 000 dollars par puits de surcoût du respect des standards environnementaux estimé par le CSSD à Pittsburgh.

* 65 Manuel de fracturation hydraulique, Association de recherche sur les techniques de forage et de production, Editions Technip, 1972.

* 66 « La géothermie profonde produit de l'électricité », La Recherche n°438, 1er février 2010, Jacques-Olivier Baruch.

* 67 Audition de M. Philippe Martin, ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, le 1er octobre 2013 par les commissions du développement durable et des affaires économiques, en vidéo sur le site internet du Sénat : http://videos.senat.fr/video/videos/2013/video19813.html

* 68 SNF Floerger est une entreprise française spécialiste, au niveau mondial, de la production de polymères solubles dans l'eau.

* 69 Un accroissement de magnitude de 1 sur l'échelle de Richter, qui est logarithmique, correspond à une multiplication par 30 de l'énergie et par 10 de l'amplitude du mouvement.

* 70 « Golden rules for a golden age of gas, World energy outlook special report on unconventional gas », Agence internationale de l'énergie (OCDE/AIE, 2012)

* 71 Conclusions du Conseil européen du 22 mai 2013, point 6.

* 72 http://www.euractiv.fr/developpement-durable/la-commission-va-proposer-une-di-news-531209

* 73 United States Energy Information Administration (EIA)

* 74 Titre d'un article de M. Bertrand Barré, enseignant à Sciences po, dans le dossier « Faut-il autoriser l'exploration du gaz de schiste ? », Cahiers Français n° 373 (mars-avril 2013).

* 75 «An Assessment of World Hydrocarbon Resources», Hans-Holger Rogner, Annu. Rev. Energy Environ. (1997)

* 76 United States Geological Survey (Institut d'études géologiques des États-Unis).

* 77 World Energy Outlook 2012, Agence internationale de l'énergie (AIE).

* 78 «World Shale Gas Resources : An initial assessment of 14 regions outside the United States», EIA, avril 2011.

* 79 «Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources : an Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States», EIA, juin 2013.

* 80 Les hydrocarbures de roche-mère en France, rapport initial et rapport complémentaire (février 2012), Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies (CGEIET) et Conseil général de l'environnement et du développement durable (CGEDD).

* 81 Direction régionale de l'environnement, de l'aménagement et du logement.

* 82 Circulaire du 21 septembre 2012 relative aux permis de recherche d'hydrocarbures et aux travaux d'exploration (figurant en annexe du présent rapport).

* 83 Soit 32 800 milliards de m3

* 84 Soit 3 900 milliards de m3

* 85 Réponse écrite de Mr Christopher Smith, Secrétaire adjoint à l'énergie (Principal Deputy Assistant Secretary and Acting Assistant Secretary for Fossil Energy).

* 86 La plupart des études sur les effets économiques globaux des hydrocarbures non conventionnels ont été réalisées par le cabinet d'expertise économique pour l'industrie IHS (www.ihs.com).

* 87 Mbtu : million de British technical unit, unité utilisée sur le marché du gaz.

* 88 Information Handling Services (société de services d'information économique et de marché).

* 89 Il s'agit du nombre d'emplois total du secteur et non d'un nombre d'emplois « créés », lequel devrait tenir compte d'éventuels effets de substitution entre cette activité et d'autres.

* 90 « Le mirage du gaz de schiste », Thomas Porcher, Max Milo Éditions (2013).

* 91 « Les hydrocarbures non conventionnels en France : la décision du Conseil constitutionnel, et après ? », Roland Berger Strategy Consultant (RBSC), octobre 2013.

* 92 SNF Floerger est une entreprise française spécialiste, au niveau mondial, de la production de polymères solubles dans l'eau.

* 93 « Impact du développement du gaz de schiste aux États-Unis sur la pétrochimie européenne », Institut français des relations internationales (IFRI), Sylvie Cornot-Gandolphe (octobre 2013).

* 94 « Synthèse sur les gaz de houille : exploitation, risques et impacts environnementaux », rapport INERIS-BRGM (octobre 2013)

* 95 « Perspectives pour le gaz de houille en France », rapport précité du CGEIET

* 96 Circulaire de Mme la ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, dont le texte figure en annexe

* 97 Programme de recherche sur l'exploitation des hydrocarbures de roches mètres, Groupe de travail de l'ANCRE, coordonné par MM. François Kalaydjian (IFPEN) et Bruno Goffé (CNRS).

* 98 « Synthèse sur les gaz de houille : exploitation, risques et impacts environnementaux », INERIS, BRGM (octobre 2013)

* 99 Stations de transfert d'énergie par pompage.