Hydrocarbures Anticosti S.E.C mis à SEC

Note en préambule: l'actualité se bouscule pour Anticosti. Je reprends ci-dessous comme billet du milieu du mois ce texte mis en ligne surma page Facebook hier. En moins de 20 heures plus de 2200 lecteurs ont lu ce texte. Comme plusieurs personnes n'aiment pas ou n'ont pas accès à Facebook, je reproduis donc ci-dessous ce texte:

Anticosti: les deux pigeons dans l'affaire semblent avoir enfin compris: ils retiennent leurs versements. Pétrolia en colère poursuit donc ces deux pigeons (ceux qui payaient la note): Investissement Québec (57%) et Maurel&Prom(43%). La part dans les dépenses pour Pétrolia et Corridor Ressources est à 0%. Quand on est rendu à se chicaner devant les tribunaux, ca sent la fin. Le juge donne une semaine aux partenaires pour s'entendre.

On entend toute sortes d'arguments à propos du pour et du contre du développement pétrolier à Anticosti, mais rarement traite-on de l'analyse économique de cet hypothétique gisement. On se réfère encore en 2016 aux 43 milliards de barils du rapport Sproule qui date de 2011. Personne ne se préoccupe des campagnes de forages des étés 2014 et 2015 qui ont été réalisés en grande partie (57%) par des fonds d'Investissement Québec.   La dernière étude de la Commission Géologique du Canada fournit une compilation des douze forages récents (2014 et 2015) qui s’ajoutent aux données des vingt autres forages plus anciens. Cette étude contient les éléments qui démontrent sans l’ombre d’aucun doute que la rentabilité d’une telle aventure est inexistante (http://bit.ly/28SthXT).  Toutes ces données techniques peuvent sembler complexes au premier abord; je vous les résume donc ainsi:

1) L’estimé du total (gaz + pétrole) d’hydrocarbures en place est passé de 46 milliards de barils -> à 37 Gbbl avec les dernières données.

2) Pour la portion du territoire (1662km2 sur 7219km2 pour la totalité des permis) que le gouvernement a ciblé dans son étude économique (scénario optimisé), il y a en place 8,8 milliards de barils (2,3 en gaz + 6,5 en pétrole).

3) Ce qui serait récupérable en pétrole dans l’estimé bas est 0,078Gbbl  et 0,117Gbbl dans l’estimé haut.

En millions de barils, c’est donc entre 78 et 117Mbbl; traduit en dollars à 100$/baril cela donnerait : entre 7,8 et 11,7 milliards de dollars en valeur brute extraite.  Or les coûts pour 4155 puits requis (à 10M$/puits) représentent 42 milliards de dollars. Quatre fois plus !

Un baril à 400$ est inimaginable, car rendu là le coût des puits ne serait plus 10 millions dollars pièce. Il est tout à fait inutile de pousser l’exploration plus loinIl y aurait la valeur du gaz qui s’ajouterait, mais au prix maximum possible d’imaginer pour le gaz, cela serait aussi hautement déficitaire. Les infrastructures pour traiter le gaz sont exorbitantes, plus de dix milliard de dollars au départ pour les infrastructures spécifiques au gaz, sans compter les coûts de frais opérationnels ajoutés pour traiter ce gaz.

Pourquoi Pétrolia tient à l’exploration?  Pétrolia n’est pas un exploitant et n’aura jamais la capacité de trouver du financement pour passer à une telle étape. Pétrolia est une « junior »* et comme toute junior  c’est en tentant de maintenir une valeur factice à ses permis d’exploration qu’ils espèrent faire un bénéfice. D’autant plus que dans ce cas ci, d’une façon tout à fait exceptionnelle, leur part dans les dépenses d’exploration est 0%. Le risque inhérent à toute campagne normale d’exploration est en totalité supporté dans le cas d’Anticosti par les fonds publics (57%) et par Maurel&Prom (43%).

L’article de LaPresse+ du 13 juillet se termine ainsi: « Hydrocarbures Anticosti pourrait encaisser des revenus de 169 milliards et des profits de 75 milliards sur une période de 75 ans, selon les estimations du ministère des Finances incluses dans l’EES ». Cette donnée élaborée par les promoteurs est à l’origine de toute cette saga. Elle a été démontrée fausse et basée sur des erreurs de calcul flagrantes. C’est pourtant avec ce type d’affirmation que les promoteurs ont obtenu un important financement public.

Maurel&Prom, tout comme le gouvernement voient maintenant que la valeur factice de 100M$ attribué en 2014 à la contribution de Pétrolia et Corridor étaient basée sur du vent. L'affaire est plus délicate pour le gouvernement dont certains fonctionnaires-promoteurs sont à l’origine des rapports erronées dont les conclusions ont été reprise par l’ÉES**; le gouvernement a été floué par lui-même. Maurel&Prom se sent certainement floué aussi et n’accordera sans doute plus aucun fond à cette aventure sans issue commerciale viable. Quant au gouvernement, qui depuis des mois n’a qu’une tactique celle de laisser trainer les choses, il est sans doute très heureux de voir arriver dans le décor une demande d’arrêt des travaux de la part des communautés autochtones. Ils feront le travail qu’il n’ose pas faire lui même.

Il restera cependant un travail que le gouvernement devra faire lui-même: un sérieux questionnement auprès de certains de ses propres fonctionnaires et une révision des règles pro-pétrole qu’ils ont élaborées en s’inspirant fortement de ce que le lobby de l’industrie formulait.

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* J’emploi le terme ‘junior’ dans un sens qui n’a aucune connotation péjorative a priori. Le terme ‘junior’ indique dans le domaine minier et l’industrie d’exploration géologique, des compagnies dont la capitalisation est modeste (<200M$) par rapport aux grands joueurs de l’industrie. Les cie juniors sont actives en général à l’étape exploration; elles vendent ensuite leurs droits miniers à des gros exploitants une fois qu’elles ont délimité le gisement potentiel.
** Évaluation environnementale Stratégique spécifique à Anticosti.

Un sapin pour le Noël du campeur - (analyse du projet de loi 106)

Juillet et août constituent la période des vacances bien méritées après une année de travail et de tracas divers. C’est aussi traditionnellement la période que choisit le gouvernement pour passer ses pilules les plus amères. À l'été 2014, nous avons ainsi eu l’entrée en vigueur du Règlement sur le Prélèvement des Eaux et leur Protection (RPEP), ainsi que la publication des Lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière (LDPEGP). En 2016 nous avons le projet de loi 106 dont le chapitre IV édicte la Loi sur les Hydrocarbures (LSH). Ce sera l’objet de mon billet de ce mois-ci.

La loi 106 a un très beau titre : Loi concernant la Mise en œuvre de la Politique Énergétique 2030 (LMOPE). C'est une astuce assez habile (mais vieille comme le monde) d'emballer la LSH dans un texte de loi qui commence dans ses premières pages à traiter de la transition énergétique, de normes d'efficacité en économie d'énergie, etc.; on commence avec des belles propositions bien dans l'air du temps. Cela vise à faire passer le gros morceau indigeste qui suit ensuite dans les pages 30 à 80: cette partie c'est la Loi sur les Hydrocarbures (LSH). Dans mon billet de ce mois-ci, oublions l’enrobage de sucre (p.1 à 29) pour examiner plutôt le sac de pilules amères que constitue la LSH.

Les années 2009 à 2015 auront été celles de l’impact très mal perçu de l’arrivée inopinée de l’industrie pétrolière dans nos campagnes. Le gouvernement a alors promis une loi sur les hydrocarbures pour encadrer l’industrie extractive, laquelle était alors toujours définie comme un chapitre dans la vieille (1880) loi des mines et son esprit de l'époque « far west » qu’on désigne par l’expression anglaise « free mining ». Cela signifie en gros que les droits miniers des ressources du sous-sol sont séparés complétement du droit de propriété en surface et ne sont aucunement régis ou limités par ceux-ci. Les titres sur les ressources pétrole et gaz par exemple sont accordés par bail. L’exploration/exploitation est régie directement par le gouvernement provincial. Aucune contrainte d’utilisation des terrains en surface, comme celles qui s’appliquent aux propriétaires fonciers dans les règlements de zonage des municipalités par exemple, ne s’applique aux propriétaires des permis d’hydrocarbures.

Dans la nouvelle loi, tout ce qui s'appelait des permis devient des autorisations. Ces changements cosmétiques dans la LSH ne peuvent réussir cependant à masquer le maintien intégral de l'esprit de la politique free mining qui demeure bien en place. Pire elle se voit renforcée scandaleusement au profit des exploitants.

L’intrusion sans encadrement des activités d’exploration, les forages de puits, les très bruyantes opérations de fracturation hydraulique (18 puits dans les Basses-Terres entre 2006 et 2010), les tours des torchères, etc. tout cela a suscité une réaction citoyenne qui a mené à l’opération « Vous n’entrerez pas chez nous ». Quelle est la réponse que le gouvernement apporte par la loi 106 à ces questions débattues sur la place publique depuis six ans ? En gros on gomme toutes les aspérités pour fournir à l’industrie des conditions optimales ; un beau tapis rouge bien lisse pour que l’industrie n’ait plus les problèmes qui ont surgi durant la période précédente. Je ne ferai pas une analyse point par point de la LSH ; d’autres, juristes eux, le feront mieux que moi. Je vous propose simplement de regarder quelques uns des aspects problématiques les plus évidents et de voir quelle approche la LSH adopte à leur égard. Je donne pour chaque point la page et l'article de la loi sur les Hydrocarbures (LSH).

1) "Vous n’entrerez pas chez nous":  La loi 106 répond : « Hé oui, on va entrer chez vous, et comment ! ». Vous serez prévenus 30 jours avant (LSH p.36 a27).  À l'étape exploration, la LSH définit un droit d'accès comme un droit prépondérant juridiquement lié à la détention du titre de la licence d'exploration "27. Le titulaire d’une licence d’exploration a droit d’accès au territoire qui en fait l’objet."  Si vous êtes propriétaire du terrain ne pouvez vous objecter ou nier ce droit: en cour, un juge vous donnerait tort en s'appuyant sur l'article 27.  À l'étape exploitation, vous aurez à négocier avec le titulaire de la licence de production, mais retenez bien que c’est à lui que la LSH donne le gros bout du bâton : « À défaut d’entente, le titulaire peut, pour l’exécution de ces travaux, acquérir ces droits réels ou ces biens par expropriation. » (LSH p.41 a55).  Dans certains, cas peu fréquents heureusement, la LSH a aussi prévu que l’exploitant industriel pourra « demander à un juge de la Cour supérieure une ordonnance d’expulsion » (LSH p.41 a57).

Pourquoi maintenir ces articles alors que dans les faits il n'y a jamais eu d'expropriation et qu'il n'y en aura probablement jamais? Deux réponses possibles: 1) l'industrie veut maintenir par principe tous ses privilèges passés, y compris les plus incongrus; 2) le gouvernement souhaite lui accorder ce privilège comme moyen de pression dans les négociations des ententes avec les propriétaires qui craindront (procédures, délais, frais d'avocat, etc.) cette possibilité que l'autre partie fasse une demande d'expropriation.

Cet article sur l'expropriation au profit d'un exploitant privé fait très mal paraitre le projet de loi. Le président de la Chambre des notaires a commenté récemment l'impact que cet article a sur l'ensemble des transactions qui concernent les propriétés sous lesquelles il y a des permis d'exploration d'hydrocarbures. Le gouvernement malgré tout cela semble vouloir pencher, obstinément dans cet article, vers les intérêts de l'industrie d'exploitation pétrolière.

2) La transparence : Les informations sur les puits ne deviennent disponibles que deux ans après la fermeture définitive des puits (LSH p.54 a130); ça peut vouloir dire dans une ou deux générations, si l’exploitant choisit de garder son puits actif même quand le débit est devenu bien faible. Une fois construit, fracturé et raccordé, un puits ne coûte plus très cher. C’est l’exploitant qui choisit lui-même le moment le plus opportun pour déclarer la fermeture définitive de son puits. Antérieurement, la divulgation publique du rapport de forage était fixée à deux ans après le dépôt du rapport de forage. Ce rapport se fait à la fin de la construction du puits, c'est-à-dire avant qu'il n'entre en exploitation. Ce sera tout un recul côté transparence avec la nouvelle loi ! C’est un immense cadeau pour les exploitants qui sont ainsi mis à l’abri de tout désagrément de voir des poursuites du voisinage. Le petit-fils ou  la petite-fille d'un propriétaire lésé par un puits pourra peut-être avoir alors l'info requise pour penser poursuivre un exploitant pour des dommages causés à son grand-père dans le temps. Mais là aussi la loi 106 fait un immense cadeau aux exploitants: "La poursuite pénale d’une infraction prévue par la présente loi se prescrit par deux ans à compter de la date de la perpétration de l’infraction"(LSH a196 p.67). Si le rapport de forage enfin rendu public vous permet de prouver qu'une l'infraction a été faite lors du forage ou lors de la fracturation, alors vous êtes totalement démuni. Seul le gouvernement pourrait poursuivre car lui seul aura les données à temps, mais moi je ne compterais pas trop là-dessus.

3) Les municipalités et le zonage : Le mot « zonage » ne se retrouve nulle part dans ces 80 pages de la loi 106. Le mot « municipalité » s’y retrouve à quatre endroits, par exemple p. 55  « Lorsque la licence se trouve sur le territoire d’une municipalité locale, le titulaire avise cette dernière des travaux qui seront exécutés au moins 30 jours avant le début de ces travaux. ». Les municipalités n’ont aucun contrôle, aucun avis à donner, aucun rôle autre que celui d’être avisés à un mois des travaux. C’est le même traitement que celui qui s’applique au citoyen. On ne reconnaît aucunement que les municipalités ont un devoir d’assurer un accès à de l’eau potable, ce que menace directement les forages d’hydrocarbures. Comment pourront-elles préparer une réponse technique adéquate si elles sont mises devant un fait accompli dans un court délai de 30 jours ? La loi 106 ne prévoit rien de toute façon quant à la collecte d’avis auprès des communautés qui seront affectées par ces travaux. Toutes les possibilités d'appliquer des restrictions seront à la discrétion du ministre* et la loi ne lui fait aucune obligation de recueillir des avis.

4) Les citoyens qui sont voisins de celui qui sera avisé avec le délai de 30 jours : Ici cela prend une image 3D (fig.1 ci-dessous) pour voir que l’extraction des hydrocarbures en 2016, ce n’est plus comme les puits de pétrole de 1920 :

Figure 1  Une plateforme multi puits sur un espace de 120 x120m et les extensions souterraines sur 3200m x 1250m.

La loi oblige l’exploitant à aviser et négocier qu’avec le propriétaire du terrain où seront implantés la plateforme de forage et les bassins de stockage requis pour le fracking ; sur la figure 1, c’est le terrain qui est au centre du cercle. Lui sera dédommagé par l'industriel qui s’installera sur sa terre. Tous les nombreux autres qui seront dans l'emprise de la zone fracturée sont considérés comme inexistants dans la loi.

Une plateforme comme on la conçoit en 2016, c’est par exemple 10 puits avec des portions horizontales qui se prolongent sur 1,6 km (zones orangées sous terre, présentées estompées sur la fig.1). Cela donne au total un territoire exploité sous terre sur 4 km².  Or la loi se réfère au Règlement sur le Prélèvement des Eaux et leur Protection (RPEP), lequel ne prévoit qu’une distance de protection de 500 m (cercle violet fig.1) autour des installations en surface ; c’est la vision 1920 de puits verticaux qu'on a dans les deux ministères (MDDELCC pour le RPEP et au MERN pour la loi 106). On ne se questionne même pas sur les extensions souterraines. Or le territoire impacté couvrirait au minimum une distance de 500 m en plus du territoire de 4 km² (1,25 x 3,2), ce qui donne le territoire représenté (fig.1) par le rectangle aux coins arrondis (2,25 x 4,2) qui couvre ~9 km². Dans ce territoire il y a plusieurs propriétaires qui ne seront même pas avisés des travaux et qui n’auront aucunement la possibilité de négocier quoi que ce soit avec l’exploitant. Pourtant la fracturation se fera sous leur terrain. Aux USA où la propriété foncière inclus la propriété des droits sur les ressources du sous-sol, ces propriétaires auraient eu au moins la possibilité d’obtenir de l’exploitant des compensations pour l’exploitation d’une ressource qu’ils acceptent de céder, ainsi que pour les risques environnementaux qui seront dorénavant rattachés à leur terre. Rien de cela ici ; on ignore complètement leur existence dans la loi 106. Les hauts fonctionnaires responsables et les auteurs du RPEP nous ont confirmé lors d’une rencontre au MDDELCC que la distance séparatrice de 500 m sera appliquée uniquement en surface à partir des installations des têtes de puits.

5) Les meilleures pratiques : Mentionnées à quatre reprises dans le texte de la loi, « les meilleures pratiques généralement reconnues pour assurer la sécurité́ des personnes et des biens, la protection de l’environnement et la récupération optimale de la ressource » deviennent donc un outil visant la rentabilité optimale, et qui accessoirement toucheront aussi la sécurité et l’environnement. Le projet de loi 106 ne définit nullement à quel type de critère ces meilleures pratiques devront se rapporter dans la réalité des choses. La loi fait plusieurs références au RPEP, un règlement introduit en 2014 avec l’insertion incongrue dans ce règlement sur la protection de l’eau d’un chapitre qui définit les critères s'appliquant à l’extraction d’hydrocarbures par fracturation hydraulique. Nous avons dénoncé ce règlement comme d’ailleurs 295 municipalités, car il contient certainement les pires pratiques qu’on pourrait imaginer en matière de fracturation. Rappelons juste ici deux éléments incompréhensibles :

a) Une distance verticale de seulement 400 m sous la nappe phréatique, alors qu’on sait que la fracturation peut s’étendre bien au-delà, jusqu’à 550m verticalement et donc rejoindre directement les nappes et les puits artésiens (fig.2). D’autres règles dans le monde fixent cette distance verticale à 2000 m voire 3000 m, quand ce n’est pas une interdiction pure et simple de la fracturation dès il y a présence d'une nappe phréatique importante.

Figure 2  Vue en coupe d'un puits qui respecte la distance séparatrice horizontale de 500m, plus la distance verticale de 400m sous la nappe. La fracturation se fait justement dans cette distance verticale et peut la dépasser à l'occasion (500m et plus).

b) l’obligation de mesurer l’extension réelle des fractures par microsismique ne se rapporte qu’à un seul forage par formation géologique (RPEP dernier paragraphe de l'article 43). Si on fait 4155 puits à Anticosti par exemple, on n’oblige la mesure par microsismique que dans le cas du premier forage. Pour les 4154 autres, l’exploitant pourra ne soumettre qu’un estimé en s’appuyant sur la mesure faite dans le puits No1. C'est aberrant pour quiconque a une expertise en géologie de penser que dans l'ensemble de l'étendue d'une formation géologique on pourrait avoir des conditions locales uniformes en termes de répartition des fractures et des failles naturelles, entre autres choses. Cette expertise géologique semble totalement absente chez ceux qui ont rédigé ces dispositions du projet de loi 106.

L’industrie ne souhaite pas être soumise à l’obligation de faire des mesures microsismiques; cela ajoute un coût significatif au budget des opérations de fracturation. Aux USA 3% seulement des fracturations ont été accompagnées de mesures microsismiques en raison de ce coût élevé. Mais au Québec le RPEP fait preuve d'un laxisme bien plus grand : 1/4155 c’est 0,02% des fracturations. Cette article est gênant, même pour le lobby de l’industrie : le RPEP leur accorde beaucoup plus qu’ils n’auraient osé demander. L’aplat-ventrisme du gouvernement dans sa volonté de favoriser l’implantation de l’industrie des hydrocarbures au Québec trouve ici son expression la plus symptomatique. Cela illustre peut-être aussi l’incompétence du MDDELCC pour la compréhension technique lors de la rédaction des articles régissant la fracturation hydraulique.

Concrètement, les opérations de fracturation au Québec, en dehors du puits no1 où l’exploitant fera attention à l’extension des fractures et la mesurera par microsismique, les opérations de fracturation donc pourront se dérouler sans qu’on mesure l’extension réellement atteinte. Sans ces mesures, comment prouver les cas de contamination (à supposer que les rapports des opérations de fracturation deviennent un jour disponibles…).  Une autre façon de garantir qu’on ne pourra jamais embêter l’industrie pour quelque responsabilité que ce soit dans la pollution des nappes ; sans aucune mesure, comment établir un dossier ?

c) D’autres pires pratiques, seront acceptées ici au Québec si on se fie à ce que contient le document Lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière (LDPEGP). Il prévoit des bassins à ciel ouvert pour le stockage des eaux de reflux, ce qui laisse les composés volatils passer directement dans l’atmosphère. Les meilleures pratiques qu’on impose maintenant ailleurs, c’est des réservoirs étanches, bien plus coûteux; l’industrie ne les utilise pas à moins d’y être obligé par la loi. Les émissions de gaz (on peut penser au méthane des puits qui fuient, aux torchères en panne, etc.) devront être déclarées par l’exploitant quand elles dépassent 10000 tonnes en équivalent. On a récemment déclaré l'état d'urgence pour un puits qui laissait échapper 50 t/h en Californie, un record historique pour un puits aux USA.  Ici avec un tel débit il faudrait donc un bon délai pour simplement exiger de l'exploitant une déclaration de sa fuite.

En fait, comme le MDDELCC n’a déjà pas le personnel pour faire les vérifications adéquates sur le terrain, ce que prévoit le LDPEGP, c’est l’auto-surveillance: il y a déjà le formulaire pour cela dans les lignes directrices (fig. 3 ci-dessous). 

Figure 3  Le formulaire d'auto surveillance tel qu'il apparait dans les Lignes directrices (LDPEGP).

Il est difficile d’imaginer pire pratique que ça, d’autant plus que toutes ces informations seront pour les yeux du gouvernement uniquement et ne seront pas de nature publique avant de longs délais.

6) Acceptabilité sociale : Ne perdez pas votre temps à chercher cela dans la loi 106: c'est inexistant. " On ne parle que de cela dans toutes les conférences de presse des ministres depuis 2010!" dites-vous. Pour votre information sachez que l'acceptabilité est actuellement rangée dans l'armoire à balais avec les autres accessoires, comme les fonds d'écran de toile sur armature pliante, qu'on sort pour les conférences de presse. Hors de cela, ça n'a apparemment aucun usage.

7) La collecte des données et les mémoires soumis aux commissions d'études ÉES et BAPE : Cela ne se retrouve aucunement dans la LSH, car elle ne traite que des vraies affaires, c'est-à-dire celles qui se règlent entre gens d'affaires. Des recommandations cruciales du rapport du BAPE insistaient sur la nécessité de création d'un fond pour gérer les puits retournés à l'État après leur fermeture, comme le Fond des puits orphelins qui existe en Alberta. La LSH ne prévoit que des montants d'assurance (majorés dans la nouvelle loi) pour la période d'activité, auxquels on ajoute une caution à déposer. L'assurance n'existe plus quand l'exploitant en a fini avec l'exploitation. Quant à la caution, elle ne sert qu'à garantir les travaux de fermeture; elle est ensuite remise intégralement à l'exploitant dès que ces travaux sont faits: "Le ministre se déclare satisfait des travaux de fermeture définitive de puits et de restauration de site et remet la garantie" (LSH p.49 a106).  C'est en contradiction totale avec toutes les recommandations formulées pour ce point. Je ne donne que cet exemple, mais il y a une foule d'autres recommandations des commissions antérieures qui sont totalement ignorées.

Bon été quand même et bon Noël des campeurs le 25 juillet; vous avez déjà le sapin**.
Mon billet du mois d'août analysera le règlement qui accompagnera la LSH et qui en fixera les règles d'application.
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* Si ce ministre se nomme Heurtel (celui qui a accordé des permis de tests de forage par battage en pleine zone de reproduction des bélugas) ou si c'est un autre du même acabit, ce n'est guère rassurant.

** Les lecteurs de cette chronique qui ne sont pas québécois mais qui me lisent (vous êtes très nombreux et je vous en remercie) auront pout-être du mal à comprendre le titre de mon billet ce mois-ci. Les deux expressions ci-dessus ont donc des liens WEB explicatifs: Noël des campeurs et l'expression se faire passer un sapin.