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

Gaz naturelGaz naturel : 80 % méthane (+ éthane, propane,

etc)

Producteurs : Russie, USA, Canada (Alberta), Iran, Norvège, Algérie, Qatar

Gaz conventionnel

Gaz non conventionnel (shale, coal bed methane)considéré à la suite de développements technologiques majeurs (fracturation)

Unités de conversion  Pied3 bcf m3 M m3 BTU mmBTU GJ kWh mWh boe l fioul

Pied3  1 1,E-09 2,83E-02 2,83E-05 1027 1,03E-03 1,08E-03 0,30 3,01E-04 1,77E-04 2,70E-02

bcf  1,E+09 1 2,83E+07 28317 1,027E+12 1,03E+06 1,08E+06 3,01E+08 3,01E+05 1,77E+05 2,70E+07

m3  35 3,53E-08 1 1,00E-03 36268 3,63E-02 3,83E-02 10,6 1,06E-02 6,24E-03 0,95

M m3 35315 3,53E-05 1000 1 36268162,57 36 38 10629 10,6 6,24 952

BTU 9,74E-10 2,76E-02 2,76E-05 1 1,E-03 1,06E-03 0,29 2,93E-04 1,72E-04 2,62E-02

mmBTU 974 9,74E-07 28 2,76E-02 1,E+06 1 1,06 293 0,29 0,17 26

GJ 923 9,23E-07 26 2,61E-02 9,48E+05 0,95 1 278 0,28 0,16 25

kWh 3,32 3,32E-09 9,41E-02 9,41E-05 3412 3,41E-03 3,60E-03 1 1,E-03 5,87E-04 8,96E-02

mWh 3323 3,32E-06 94 9,41E-02 3412300 3,41 3,60 1000 1 0,59 90

boe 5405 5,41E-06 153 0,15 5551365,225 5,55 5,86 1627 1,63 1 146

 l fioul 37 3,71E-08 1,05 1,05E-03 38100 3,81E-02 4,02E-02 11 1,12E-02 6,56E-03 1

Consommation annuelleQuébec : 200 bcf/année (5,7

milliards de m3) 11 % du bilan (Canada 34 %)

France : 1 400 bcf/année (40 milliards de m3), 15 % du bilan

48.1

35.5

13.92.5

Parts Québec

Industriel

Commercial

Résidentiel

Transport

Production et réserves

Prod. 2010 bcf/mois

Puits 2008 2009

Rés. 2000tcf

Rés. 2009tcf

Prou-véestcf

Shale

tcf

US 1 846 32 623 17 742 1 268

2 076

245 616

Canada 450 12 361 5 082 404 794 62 128

Québec Total : 603 (p & g)07-10: 29 2015 : 150 à 600 ?

40

Marché nord-américainProduction : marché concurrentiel (RC4 US 28 %)

Prix spot aux hubs + imputation des coûts de transport depuis le hub jusqu’au point d’insertion (vendeur) ou de retrait (acheteur)

Transport et distribution règlementé monopoles naturels (subadditivité) Transcanada Pipeline (TCPL) Trans Québec et Maritimes (TQM) Gaz Métro

Évolution du prix spot

Jan 07

, 199

7

Jul 07

, 199

7

Jan 07

, 199

8

Jul 07

, 199

8

Jan 07

, 199

9

Jul 07

, 199

9

Jan 07

, 200

0

Jul 07

, 200

0

Jan 07

, 200

1

Jul 07

, 200

1

Jan 07

, 200

2

Jul 07

, 200

2

Jan 07

, 200

3

Jul 07

, 200

3

Jan 07

, 200

4

Jul 07

, 200

4

Jan 07

, 200

5

Jul 07

, 200

5

Jan 07

, 200

6

Jul 07

, 200

6

Jan 07

, 200

7

Jul 07

, 200

7

Jan 07

, 200

8

Jul 07

, 200

8

Jan 07

, 200

9

Jul 07

, 200

9

Jan 07

, 201

0

Jul 07

, 201

0

Jan 07

, 201

10

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Henry Hub US$/mmBTU

Crise énergétique en Californie

Hiver froid

Katrina

Crise financièr

e

15,2 ¢

38,1 ¢

¢/lf

1 bcf ≅ 106 mmBTU

Réseau

Puits Gisement conventionnel : roche mère, réservoir et couverture

Shale : schiste argileux, à la fois roche mère, réservoir et couverture

Vertical : 1 à 2,5 km, horizontal : 1km

Nappe phréatique à 100 m

Fracturation hydraulique : eau 90 %, sable 9,4 % additifs (antifriction pour diminuer la pression, bactéricide, microémulsion, anticorrosif)

Eau : 12 000 m3 à 20 000 m3 ; 30-50% récupérée

6 à 10 forages par site (quelques semaines ou mois de travaux)

Site 800 m x 800 m

Tubage

Tête de puitsQuébec :

reliée au réseau

France : liquéfaction ?

Bassins

Shale d’Utica1 million d’hectares

Roche affleure en surface sur la rive nord du St-Laurent et s’enfonce jusqu’à 2,5 km de profondeur le long de la faille Logan

Profondeur : 700 m -1830 m

Épaisseur 100-250 m, jusqu’à 750 m dans la vallée du Richelieu

(Barnett: 1370 m et 2750 m, 45 m à 215 m d’épaisseur)

88-97% méthane , <1% gaz inertes, sans sulfure d’hydrogène

ComparaisonShale Superficie

M km2

Potentiel tcf Réserve tcf

Barnett (TX) 13 327 44

Marcellus (PA, NY)

250 1500 262

Horn River (CB)

13 500 100

Montney (CB) n. d. 80 à 700 16 à 140

Colorado (AB, SK)

n. d. >100 n. d.

Horn Bluff (NB)

n. d. >130 n. d.

Utica (QC) 10 >120 9 à 40

Historique Premiers puits et exploration dix-

neuvième siècle

1955 : Pointe-du-Lac

1969 : Création SOQUIP

1972 : Saint-Flavien (en production de 1980 à 1994)

1993 : Premiers forages au Texas

2002-2006 : Pétrole et gaz Hydro-Québec

Fin 2007 (annoncé en avril 2008) : Forest Oil (Saint-François-du-Lac et Bécancour)

2007-2010 : 28 puits dont 11 horizontaux (Junex 7, Talisman 10, Gastem 2, Forest Oil 2, Questerre 1, Canbriam 6)

Janvier 2010 Gasland

Février 2010 : Talisman Saint-Édouard 6 Mp3/j moyenne pour 25 jours

Août 2010 : BAPE

Automne 2010 : Moratoire ?

Mars 2011 : Rapport du BAPE, Rapport du vérificateur général au développement durable

Portrait de l’industrieJuniors : Questerre, Gastem, Junex, etc

Majors : Talisman, Forest Oil

Coût d’un puits 10 M $ (7,3 M € ). L’émergence d’une industrie de services (offre de long terme décroissante) pourrait réduire ces coûts de 60 %

Proximité du réseau: 1 $ - 2 $ de prime par rapport au prix NYMEX (Barnett : pénalité de 50¢)

Permis d’exploration109 permis (pétrole et gaz)

1,8 M d’hectares

13 sociétés

29 forages dont 7 en 2010

200 M$ investis depuis 2007

Exploration

Redevances (droits d’exploration)Propriété du sol et du sous-sol (Loi sur les mines)

USA : sol + sous-sol au propriétaireCanada (France) : sol au proprio et sous-sol à l’État

Droits d’exploration : 10 ¢ par hectare + obligation d’investissement (forages ou études) incrémentale : 50 ¢ par hectare par année (50 ¢, 1 $, 1,50 $, etc).

Québec : 200 000 $

Colombie-Britannique : enchères 2,41 milliards $

Redevances (droits d’exploitation)Droits d’exploitation

10 ¢ pour les premiers 84 000 M3 ; 12,5 ¢ ensuite $ 2,50 par hectare (entre 200 h et 2 000 h)

Alberta : plus grande déclinaison selon l’âge du puits (coût)

USANégociation privéesFirmes spécialisées dans la gestion des royalties

Autres revenus et bénéficesPermis (financement de la réglementation)

Taxes et impôts (- coût du programme d’actions accréditives)

Emplois spécialisés et hausses de salaires ?

Information procurée par les entreprises

RisquesRisque pour la nappe phréatique (Dimock, PA)

Fissures dans la gaine du puits Écoulements des bassins de rétention

Refoulements de gaz Haslet (TX) en 2002 : évacuation de 30 résidences Pennsylvanie (2010) : expulsion de 35 M gallons

de gaz et d’eau contaminée pendant 16 heures

Responsabilité civile limitée (risque financier) 1 million $ au Québec (VG : insuffisant) Garantie pour puits orphelin (max 150 000 $)

Proximité de la populationUtica : 2 062 171 habitants

Densité129 h/km2 en Montérégie30 h/km2 en Chaudière-Appalaches et dans le

Centre- du-Québec

Distance minimale règlementaire de 100 m

1880 : Loi sur les mines

ExternalitésÉmanations de GES

Fuites de méthane (Howarth et Atkison, 2010) Benzène * CO et CO2 des camion-citerne

* Emploi de l’eau (problème en France ?)

* Transport de l’eau (routes)

* Traitement des eaux usées

* Additifs

* Fracturation

Coût des externalitésBruit, poussière, vibrations, paysages, etc

Analyse hédonique : Boxall et al. (2005) Alberta Puits conventionnels Émanations de sulfure d’hydrogène Baisse de 4 % à 8 % de la valeur des résidences

dans un rayon de 4 km autour du puits

Valeur contingente : Bernstein et al. (2010) Rivière Susquehanna, PA Disposition à payer de 10 $/mois

Enjeux économiques I Salaires et emplois ? Offre de travail à court terme

vs à long terme

Développement de l’industrie locale de services Détermine les coûts de forage Détermine les avantages comparatifs dynamiques

(développement de l’expertise)

Bénéfice net pour la population (subsidiarité) Bénéfice net pour les communautés locales ? Peu de revenus pour les municipalités

Ministères en cause : ressources, agriculture, environnement

Enjeux économiques IIArbitrage entre la politique environnementale

et la politique de valorisation des ressources Tarification de l’eau, taxe (8 ¢ le litre d’essence)

pour fonds vert

Extraction et appropriation de la rente économique Rente : prix – coût d’extraction Concurrence monopolistique entre juridictions Difficulté de récupérer ex post la rente ex ante

(importance de l’octroi des permis d’exploration)Exemple du Loto

Redevances basées sur la rente et non sur le prix

ConclusionL’extraction des gaz de shale est une activité

lourde qui affecte l’environnement local

Le potentiel économique de cette ressource est appréciable

L’enjeu est de conjuguer les dimensions environnementale (par une réglementation appropriée) et économique (par des mécanismes d’extraction et de distribution de la rente au bénéfice des citoyens)