Le devoir de s’informer est un prérequis pour toute personne qui aspire à jouer un rôle politique. Il est impérieux d’obtenir des données et des faits vérifiés quand on pense promouvoir des projets importants. Or ce n’est pas ce qui se passe pour le Parti Conservateur de M. Duhaime qui met à son programme la relance de l’exploration du gaz de schiste, avec pour seule source la vision des quelques petits promoteurs qui demeurent localement présents. La CAQ de Mme Fréchette est aussi tentée par ce retour en arrière. Or aucun fait nouveau, aucune donnée des nombreuses études réalisées de 2010 à 2022 ne peut appuyer cette idée de relancer l'exploration d'hydrocarbures au Québec. On peut bien dire vouloir consulter les québécois, ca ne changera pas les paramètres géologiques et économiques qui font que cette exploitation ne peut être rentable économiquement, pas plus maintenant qu'en 2015.
L'idée d'un Québec producteur d'hydrocarbures n'est pas n'est pas nouvelle : elle revient périodiquement depuis plus de 160 ans. Le potentiel en gaz et en pétrole sur le territoire du Québec a été exploré à de nombreuses reprises au 19e, 20e et 21e siècle. À chaque fois le potentiel économiquement exploitable s'est avéré nul. Il est bon de faire un rappel historique. Note à mes lecteurs: ce rappel historique est rédigé avec l'aide de l'IA.
1. Les débuts : le XIXe siècle
Les premiers indices de pétrole observés au Québec se trouvent en Gaspésie, où des suintements naturels étaient connus depuis longtemps. À peine quelques années après le célèbre puits de pétrole d'Edwin Drake en Pennsylvanie en 1859, des prospecteurs et des investisseurs s'intéressent aux affleurements pétrolifères de la région de Gaspé. La Gaspe Bay Mining Company mène alors des travaux exploratoires près de la rivière York.
Les moyens techniques de l'époque sont limités et les découvertes restent modestes. Contrairement à l'Ontario, qui développera une véritable industrie pétrolière à Petrolia près de Sarnia, le Québec ne connaît pas de production commerciale significative.
2. Première moitié du XXe siècle : exploration sporadique
Au début du XXe siècle, plusieurs compagnies réalisent des forages exploratoires, notamment dans les Basses-Terres du Saint-Laurent et en Gaspésie. L'intérêt repose sur la géologie sédimentaire du sud et de l'est du Québec, qui ressemble à celle de certaines régions productrices dans les Appalaches aux USA.
Dès 1907, il y a des travaux d'exploration gazière dans la région de Saint-Pierre-les-Becquets. Des programmes plus structurés sont ensuite entrepris dans les années 1950 par de grandes compagnies comme Esso et Shell. Malgré ces efforts, les résultats demeurent décevants et aucun gisement majeur n'est mis en exploitation.
3. L'ère SOQUIP : 1969 à la fin des années 1980
À la suite de la Révolution tranquille et dans un contexte où l'État québécois prend davantage le contrôle de ses ressources naturelles, le Québec crée en 1969 la Société québécoise d'initiatives pétrolières (SOQUIP). Son mandat consiste à explorer et éventuellement développer le potentiel pétrolier et gazier du Québec.
Durant les années 1970 et 1980 :
- des campagnes sismiques sont réalisées dans les Basses-Terres du Saint-Laurent;
- des forages sont effectués en Mauricie, en Gaspésie et sur l'île d'Anticosti;
- une importante banque de données géologiques est constituée.
Un forage important est réalisé à Anticosti en 1970 dans le shale de Macasty, une formation qui attirera encore l'attention plusieurs décennies plus tard.
Malgré des indices encourageants, SOQUIP conclut au milieu des années 1980 qu'aucune ressource gazière exploitable n'a été démontrée à l'échelle commerciale.
4. Les années 2005 et 2010 : renouveau grâce aux hydrocarbures non conventionnels
L'amélioration des technologies de fracturation hydraulique et de forage horizontal transforme la perception du potentiel québécois. Les géologues réévaluent alors les roches mères riches en matière organique qui sont présentes dans les Basses-Terres du Saint-Laurent.
L'attention se porte notamment sur :
- les schistes d'Utica, entre Montréal et Québec;
- la Gaspésie;
- l'île d’Anticosti.
Des entreprises comme Junex, Questerre, Talisman, Gastem et Pétrolia multiplient les forages exploratoires. En 2008, plusieurs annonces de découvertes de gaz dans l'Utica suscitent un véritable engouement. La fracturation hydraulique est effectuée dans 18 des 31 puits d'exploration. Le gouvernement de l'époque évoque alors la possibilité d'une nouvelle industrie énergétique québécoise et des hauts fonctionnaires en deviennent même les promoteurs actifs.
5. Les années 2010 : controverse et remise en question
L'exploration des gaz de schiste provoque rapidement une forte opposition citoyenne, particulièrement dans les régions agricoles des Basses-Terres du Saint-Laurent. Les préoccupations concernent :
- la fracturation hydraulique;
- la qualité des eaux souterraines;
- les émissions de gaz à effet de serre;
- les impacts sur les communautés rurales.
Le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE) est saisi du dossier et plusieurs évaluations environnementales sont menées durant la décennie.
Parallèlement, Anticosti devient un enjeu majeur pour l'autre hydrocarbure le pétrole. Des estimations de ressources pétrolières importantes sont avancées pour le schiste de Macasty, mais les coûts d'extraction, le transport par bateau, les risques environnementaux et l'opposition sociale mettent rapidement un terme au développement du projet. Je démontre dans une analyse strictement économique que ce pseudo-gisement n'avait absolument aucun potentiel économique et aucune rentabilité envisageable, même avec un prix du baril de pétrole trois fois plus élevé.
6. Le tournant de 2022 : fin des hydrocarbures au Québec
En avril 2022, l'Assemblée nationale adopte une loi mettant fin à la recherche et à l'exploitation des hydrocarbures sur le territoire québécois. Les permis d'exploration et d'exploitation sont révoqués et un régime d'indemnisation est mis en place pour les détenteurs de droits
Cette décision fait du Québec la première juridiction nord-américaine à renoncer explicitement au développement de ses ressources pétrolières et gazières afin de privilégier la transition énergétique et la réduction des émissions de carbone. Il y a cependant une grande lacune dans les présentations et la justification de ce renoncement: on a mis l'emphase sur les questions sociales et l'environnement en omettant presque complètement le fait que le Québec ne renonçait à rien en fait, car fondamentalement aucune étude ne pouvait démontrer que l'exploitation serait économiquement rentable.
Les géologues s'accordent sur le fait que le gaz existe dans le shale d'Utica. Par contre il y a pas d'études qui montrent que ce serait rentable de l'exploiter. Dans un document publié en 2017 j'ai démontré que le potentiel économique n'est absolument pas présent. Le meilleur puits fracturé dans l'Utica (A275) ne pourrait même pas compenser la moitié de son coût de construction; tout cela avant même de prendre en compte les autres coûts: redevances à l'État, coûts environnementaux, coût de surveillance en fin de production, etc.
C'est un argument qui touche le cœur du dossier : la question de l'existence du gaz et celle de la rentabilité économique sont deux choses complètement différentes.
Sur le premier point, il y a effectivement un consensus géologique assez large. Les schistes d'Utica contiennent du gaz naturel, et cela est connu depuis longtemps. Les travaux de la Commission géologique du Canada, les campagnes de forage de Talisman, Junex, Questerre et les études examinées par le BAPE convergent sur ce point.
Là où le débat devient beaucoup plus difficile, c'est sur la notion des réserves commercialement exploitables. Dans l'industrie pétrolière, une ressource n'a de valeur économique que si elle peut être produite avec profit après prise en compte :
- du coût de forage;
- du coût de fracturation;
- des infrastructures de collecte;
- des coûts d'exploitation;
- des redevances;
- des coûts de fermeture et de suivi;
- du coût du capital et du risque financier.
Si le meilleur puits documenté produit ultimement environ 1,3 Gpc et qu'il génère un revenu brut bien inférieur au coût de son forage, alors on se retrouve devant un problème fondamental : même avant de considérer les autres dépenses, le projet ne franchit pas ce premier seuil économique.
C'est d'ailleurs cet aspect de stricte rentabilité qui est très souvent quasi absente dans le débat public. Beaucoup de discussions ont porté sur l'acceptabilité sociale et les impacts environnementaux, alors que la question économique était traitée comme acquise. Pourtant, plusieurs grandes compagnies ont radié leurs actifs québécois ou réduit fortement leurs activités après avoir foré et testé les meilleurs secteurs disponibles dans l'Utica des Basses-Terres. La compagnie Talisman/Repsol en particulier s'est retirée dès 2012 après avoir accumulé la grande majorité des puits et des données de terrain pour le shale d'Utica.
Je fais aussi un constat important : si les résultats avaient été exceptionnels, il aurait été logique que les entreprises publient abondamment leurs courbes de production afin d'attirer des investisseurs. Le fait que très peu de données détaillées des tests de production aient été rendues publiques a toujours alimenté le scepticisme de plusieurs experts indépendants.
L'autre élément à prendre en compte c'est la comparaison avec les grands bassins américains. Les gisements comme Marcellus, Haynesville ou certaines portions du Barnett ont été développés dans des contextes très différents:
- les densités de population sont souvent plus faibles;
- les infrastructures gazières existaient déjà;
- l'industrie disposait d'un vaste réseau de services pétroliers;
- les volumes récupérables par puits étaient généralement supérieurs.
Le Québec partait avec plusieurs désavantages structurels. Même si le gaz avait présent en abondance, il aurait fallu démontrer qu'il pouvait concurrencer les autres bassins nord-américains, car le prix de vente du gaz est déterminé en Amérique du Nord par l'ensemble des exploitations existantes. La productivité des 18 puits où on a testé le rendement avec la fracturation hydraulique dans le shale d'Utica se sont tous avérés très décevant et bien en dessous d'un seuil de rentabilité.
Depuis 2017, il n'y a pas eu d'amélioration majeure pour les paramètres qui entrent dans le calcul de ce qui serait commercialement récupérable (prix du gaz*, coût des forages, efficacité des fracturations, régime fiscal, taux d'intérêt, etc.). Le contexte est devenu plutôt moins favorable au Québec en raison de l'encadrement réglementaire et, surtout, de la décision politique de mettre fin à l'exploration et à l'exploitation des hydrocarbures en 2022, cela après les études exhaustives réalisées par les ÉES et le BAPE.
« Le gaz existe » n'implique pas « le gaz constitue une réserve exploitable avec profit ».
L'histoire pétrolière québécoise montre justement que, pendant plus d'un siècle, les géologues ont régulièrement trouvé des indices et des accumulations d'hydrocarbures, mais qu'ils n'ont jamais réussi à démontrer un gisement capable de soutenir durablement une exploitation commerciale. Mon analyse publiée en 2017 avait pour but de quantifier précisément cette faiblesse économique significative à partir des données de production rendues publiques dans le cas du gaz emprisonné dans le shale d'Utica. Les rapports du BAPE ont confirmé de plus que, même si cela avait été économiquement possible, les désavantages d'une exploitation du gaz de schiste dans l'Utica et du pétrole à Anticosti étaient beaucoup trop grands pour la société.
* Prix du gaz - addendum écrit par l'IA: Il faudrait donc des prix durablement de l'ordre de 6 $/Mpc ou davantage simplement pour atteindre le coût de forage, avant même de payer l'exploitation, les redevances, les frais financiers et la fermeture des puits. C'est précisément l'aspect qui me paraît le plus solide dans votre raisonnement : si le « meilleur puits » ne couvre pas ses coûts à des prix normaux de marché, il devient difficile de construire un modèle d'affaires robuste sur l'ensemble du bassin. En fait, l'argument que l'on entendait souvent vers 2010-2012 était que les prix du gaz étaient temporairement faibles et qu'une remontée réglerait le problème. Or, quinze ans plus tard, nous sommes encore dans une fourchette de prix semblable, voire légèrement inférieure à la moyenne de 2010-2015. [eia.gov], [finance.yahoo.com]. C'est probablement l'un des meilleurs tests rétrospectifs de la validité de votre critique économique.
