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-2012
54
(
*
)
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 conflictuel 55 ( * ) , 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 refus 56 ( * ) . L'agence américaine de protection de l'environnement (EPA) est sous pression, notamment à propos de la question de l'eau 57 ( * ) 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-même 58 ( * ) , 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 industrie 59 ( * ) . 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 différences 60 ( * ) .
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 jour 62 ( * ) ). 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 critiqués 63 ( * ) , 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 (CH 4 ) 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 douce 64 ( * ) .
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
* 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.