À quoi sert le BAPE ?

« Le Bureau d’audiences publiques sur l’environnement informe et consulte les citoyens, enquête, puis avise le ministre responsable de l'Environnement sur les dossiers qu'il lui confie, afin d'éclairer la prise de décision gouvernementale ». Tout est dit dans cette phrase qui décrit le BAPE sur son site. 

Les quatre verbes énumèrent en fait les quatre étapes du travail d’une commission du BAPE.

1 - Le BAPE informe de deux façons; il y a la documentation mise en ligne sur le site web, que le public est invité à consulter pour s’informer. Il y a aussi les séances publiques de la première étape qui visent à présenter le projet et à répondre aux questions du public. Ici il y a deux gros « bugs » :

a) Lors de la première étape d’information, la documentation des dernières commissions du BAPE ne comporte plus des avis d’experts indépendants. La documentation principale est maintenant constituée par les documents déposés par le promoteur, par les études d’impact requises au dépôt du dossier, études qu’il a commandées et payées lui-même. Créé en 1978, le BAPE a dans ses premières années commandé des études indépendantes et des contre-expertises face aux documents du promoteur, mais ce n’est plus le cas actuellement. Des contre-expertises viendront à une étape ultérieure, celle de la consultation. Elles seront présentées par des experts indépendants qui trouveront encore le temps et l’énergie pour analyser divers aspects du projet et qui seront assez généreux de leur temps pour effectuer toutes ces recherches et rédiger leur mémoire bénévolement.

b) Les séances d’informations sont parfois assez pénibles; c’est un fourretout d’informations et de questions du public.  On y obtient parfois des réponses, parfois non, tout dépend de la compétence des représentants du gouvernement qui sont présents et des représentants du promoteur. On est ici en plein dans une opération de gestion de l’image et ceux qui répondent aux questions sont le plus souvent des porte-paroles, des professionnels en communication, rarement des experts compétents sur les questions techniques majeures du dossier. À cette étape, c’est parfois une réponse vague « vu que celui qui pourrait répondre plus scientifiquement à votre question n’est pas là … », ou alors la question est notée et la réponse viendra d’une lettre d’un fonctionnaire qui sera ajoutée ponctuellement dans la pile de la documentation. Il n’y a aucun expert indépendant impliqué sur le panel de la commission dans cette partie des audiences, qui pourrait répondre et nuancer les réponses fournies; il en découle parfois que les séances d’informations se transforment alors en opposition acerbe entre la salle et le panel.

2 - Cette opération complété, le BAPE consulte : on demande au citoyen de donner son avis sur la base d’informations et de documents essentiellement fournis par le promoteur, ainsi que l’information fournie à l’étape précédente. Les mémoires d’experts indépendants sont rendus publics après la date limite qu’on fixe aux citoyens pour rédiger leur avis. Ces opinions divergentes qui font un examen critique du projet seront entendues pêlemêles dans le flot des interventions de toutes sortes. Toutes les interventions individuelles sont dans la catégorie « préoccupations et opinion de citoyen ». Il s’agit la selon moi d’un gros problème d’équilibre dans l’information qui est fournie. On devrait consulter le public après avoir diffusé une information complète des avis existants, notamment ceux qui relèvent d’une expertise indépendante, c’est-à-dire autre que celle du promoteur et des études payées par le promoteur.

3 - La troisième étape « enquêter » m’apparait bien nébuleuse. Les commissaires font quoi exactement pour enquêter? Appellent-ils des experts indépendants pour complément d’information? Font-ils eux-mêmes des recherches? On comprend bien qu’ils lisent les mémoires déposés, qu’ils en font une synthèse qui sera incluse dans leur rapport final; est-cela l’étape enquêter? Je n’ai personnellement jamais été contacté par aucune des commissions du BAPE auxquelles j’ai participé. Je ne connais aucun collègue non plus pour qui cela aurait été différent.

4 - L’étape nommée aviser, indique bien que le rapport final des commissaires n’est qu’un avis (parmi d’autres?). Le ministre de l’Environnement n’a aucune obligation de suivre une quelconque recommandation. C’est le ministre du MELCC qui au tout début du processus a défini le cadre du mandat donné à la commission du BAPE et c’est lui qui à l’autre bout de la ligne se déclare satisfait ou pas de l’avis qu’il reçoit.

Alors je reviens à ma question du début en la reformulant : à quoi servent toutes ces heures consacrées à analyser les paramètres d’un projet pour arriver à présenter aux commissaires du BAPE un mémoire en bonne et due forme, tout en espérant que cela ait un atome d’impact en bout de processus sur la décision finale du ministre?

Je n’ai pas la réponse. Je fais l’exercice malgré tout, au cas où … Un peu comme mon oncle qui ne croyait plus à la religion, mais qui continuait à aller à la messe une fois l’an, au cas où … 

Il y a par contre un fait indéniable qui demeure : le BAPE fournit depuis plus de 40 ans un espace où les citoyens, les groupes mobilisés dans la société civile et les experts indépendants peuvent faire valoir leur point de vue. L’immense succès de cette participation se traduit en chiffres impressionnants :

  3000 séances publiques

  250 000 participants*

  14 000 mémoires*

  360 rapports publics 
chiffres de 2019,  ref. C. Srivastava

La couverture médiatique de cette vaste participation citoyenne a un impact politique non négligeable. C’est là en soi une autre bonne raison de participer aux audiences du BAPE.

_______________________________________________________

* Ces nombres de participants et de mémoires en date de 2019 vont certainement augmenter d'un bond, car le BAPE qui se déroule pour GNLC suscite une participation considérable jamais vue.

La présentation de mon mémoire au BAPE GNL

Il y a eu un peu de cafouillage lors des présentations au BAPE lundi 26 octobre; la première partie de ma présentation vidéo a été coupée. Vous avez ici la version originale intégrale qui dure 9 minutes 54 secondes.

Pour une vue en plus haute définition, allez sur le document que j'ai mis sur YouTube  à ce lien:

  https://youtu.be/Q760SQP_HWo 

Pour voir la séance du 26 octobre à 13h, incluant le 9 minutes des questions qui m'ont été adressées par le commissaire Pilotto, allez à ce lien:  https://youtu.be/elqCvlyVwXU

Les questions sont à partir de la minute 54.

Je suis très heureux que ma présentation ait été répercutée dans plusieurs médias, francophones (Radio-Canada en entrevue le matin, La Presse, au Saguenay par Le Quotidien, et anglophones (The Canadian).

Quelle mauvaise surprise nous servira le gouvernement cet été?

En juillet, c’est la période des vacances qui s’amorce. Ce fut souvent dans les années passées la période choisie par le gouvernement pour passer en douce des décrets, des règlements, des autorisations et des permis très controversés. On juge en hauts lieux qu’il vaut mieux choisir un temps où la population est en vacances pour passer discrètement ce qui soulève l’opposition et les débats publics.

À quoi aurons nous droit cet été en juillet et en août 2017 dans le dossier des hydrocarbures et de la fracturation hydraulique ? Je ne suis pas devin, mais il y a encore sur les bureaux des fonctionnaires des éléments dans quatre dossiers qu’on a choisi de ne pas présenter précédemment :

1) La question de la loi sur les hydrocarbures.  La loi 106 a certes été adoptée en vitesse, sous le bâillon même pour motif d’urgence, en décembre 2016. La loi sur les hydrocarbures n’est toujours pas entrée en vigueur, car le gouvernement doit publier les divers règlements d’application. Le règlement sur le prélèvement des eaux (RPEP) est publié et en vigueur depuis août 2014, mais les autres plus spécifiques aux modalités d’application de la loi sur les hydrocarbures se font attendre. L’été sera peut-être une occasion de les mettre en vigueur discrètement. Les lois sont soumises aux débats en chambre, mais ce n’est pas le cas des règlements ; le gouvernement les rédige et les édicte seul.

2) La question de l’Utica. Cela semblait réglé depuis les conclusions très négatives du dernier BAPE.  Pourtant les milieux du lobby gazier s’activent à nouveau en 2017. Le pdg de l’APGQ et Questerre tentera encore de faire approuver un projet pilote dans les Basses-Terres. On ne connaît pas véritablement les appuis qu’ils peuvent avoir au gouvernement quant à l’implantation de puits expérimentaux sur des terres publiques dans la forêt de Lotbinière. Contrairement à ce qu’a exprimé M. Binnion, il n’y a pas de zones inhabitées dans les permis de recherche de gaz (toujours valides) pour la très vaste étendue de la formation géologique du shale d’Utica. La population des Basses-Terres habite tout ces territoires, même là où il n’y a pas de maisons, car ces zones forestières font patrie d’un patrimoine collectif, qu’on aime, qu’on visite et qu’on lèguera intact aux prochaines générations.

3) La question d’Anticosti. C’est là que les actions gouvernementales révèlent des plus grandes ambiguïtés.  L’an passé, le gouvernement appuyait la demande de classement à l’UNESCO et décernait au même moment à Pétrolia toutes les autorisations et modifications d’autorisations pour des forages avec fracturation.  Cette année c’est derrière des portes closes qu’on discute le versement de compensations pour un arrêt de l’exploration. Un des avocats à qui on confié le mandat de négocier pour le gouvernement avait en 2014 accepté l’inacceptable montant de 200 millions de dollars comme base de calcul pour la valeur des permis. On sait maintenant que l’ensemble des permis vaut moins que le montant des frais qui seront payés à cet avocat. L’été risque bien d’être le moment choisi pour faire avaler une couleuvre à la population, laquelle paiera à la fois l’avocat et les cadeaux de compensation versés aux pétrolières.

4) La fracturation hydraulique et les gisements d’hydrocarbures en Gaspésie. J’ai à peu près rien publié sur la Gaspésie, pour deux raisons :           
a) ce ne sont pas des gisements étendus de roche mère nécessitant a priori des milliers de puits avec fracturation. J’ai concentré mes analyses uniquement sur les gisements de roche mère (shales d’Utica et shale de Macasty - voir fig. 1).

           
b) je fais mes analyses avec les données recueillies sur le terrain. Or les promoteurs et le gouvernement se font très discrets dans ces dossiers gaspésiens. On veut minimiser les controverses en retenant un maximum d’information. Il n’y a presque rien de publié, à part les brochures « d’information » et quelques communiqués de presse des compagnies.

Fig.1  Trois secteurs ciblés au Québec par les promoteurs du développement pétrolier et gazier.

Contrairement aux cas de l’Utica des Basses-Terres et du shale Macasty à Anticosti, qui ont fait l’objet de trois ÉES et deux BAPE, il n’y a eu rien de tel pour la Gaspésie. Les groupes locaux, à Gaspé notamment, ont eu très peu de collaboration de la part des ministères. On ignore le plus souvent leurs demandes répétées d’accès à l’information. Pas d’information = pas d’arguments d’opposition semble bien être la stratégie maintenant adoptée. En 2010 avec le premier BAPE, le gouvernement croyait qu’il suffirait d’informer pour que tombent les réticences dans la population. C’est le contraire qui s’est produit : plus on a eu des données sur les enjeux réels, plus l’opposition a pu articuler des arguments solides. Le dernier BAPE n’a pu que conclure à un manque évident d’avantages de la filière gaz de schiste pour le Québec.   À Anticosti, les plus récents résultats des forages (dont on a pas vraiment voulu parler au gouvernement, mais ils les ont reçus…) ont convaincu le premier ministre du cul-de-sac de ce projet que sa prédécesseure avait présenté en 2014 comme un possible eldorado.

Fig.2   Trois sites en Gaspésie faisant actuellement l'objet d'exploration pétrolière et gazière: Bourque, Galt et Haldimand.

En Gaspésie donc, il n’y a pas (encore) eu de délivrance d’autorisation pour faire de la fracturation hydraulique. Ça pourrait se faire discrètement cet été. La loi 106 l’autorise. Il faudrait impérativement que le Québec adopte une loi pour interdire la fracturation hydraulique comme technique d’exploitation de gisements d’hydrocarbures et qu’en plus on révise les permis des détenteurs actuels en fonction de cette donne. La France l’a fait et a indiqué aux détenteurs de permis que le recours à toute technique de fracturation en étape d’exploration ou d’exploitation annulerait automatiquement leurs permis actuels. Les permis de recherche d’hydrocarbures demeurent valides pour la recherche de gisements conventionnels.

Pourquoi le Québec a-t-il mis en place une loi et des règlements qui incluent spécifiquement la fracturation hydraulique alors même que les deux cas envisagés pour cette technique (shale d’Utica dans les Basses-Terres et shale Macasty à Anticosti) sont tous les deux de facto mis au rancart ?  La réponse que plusieurs trouvent évidente, ce sont trois gisements en Gaspésie : Bourque, Galt et Haldimand (voir fig. 2).  Il pourrait aussi y en avoir quelques autres, mais le Québec ne sera jamais l’Arabie, le Koweït ou le Texas ; les gisements potentiels sont de faible ampleur et leur rentabilité bien incertaine avec les techniques conventionnelles. Le gouvernement tient à offrir à l’industrie l’option de la fracturation hydraulique ; c’est tout à fait inacceptable*. Que ce soit dans un gisement de roche mère étendu ou dans un gisement de moindre ampleur, la fracturation hydraulique dans chacun de ces puits aura un passif environnemental considérable et inacceptable.

Après avoir fermé l’Utica, puis Anticosti, s’apprête-t-on à offrir une compensation à l’industrie en permettant le recours à la fracturation dans des puits peu productifs pour en accroitre le débit ? Ce qui est inacceptable dans les Basses-Terres, ce qui ne doit pas se faire à Anticosti, c’est tout aussi, sinon plus, inacceptable en Gaspésie.

Je vous souhaite de bonnes vacances, mais gardons un œil ouvert cet été ; la loi 106, les règlements, le lobby pétrolier auprès du gouvernement, les fonctionnaires qui décernent des autorisations très discrètement pendant l’été, tout cela demeure présent pendant les mois de juillet et août.
_______________________________

* C'est pour satisfaire une demande du lobby pétrolier le plus actif que le gouvernement a ouvert le Québec d'un seul coup, tous azimuts. Il aurait été sans doute plus normal d'ouvrir la porte à cette industrie nouvelle (le pétrole extrait ici) de façon prudente, c'est-à-dire en encadrant de façon rigoureuse une exploration et une extraction d'hydrocarbures tirés uniquement de gisements conventionnels. Dans le cas des gisements conventionnels, je n'ai pas les objections que je formule dans mes textes depuis 2010. Le gouvernement a été bien mal avisé de vouloir implanter ici une industrie extractive en ouvrant un front aussi large; la fracturation hydraulique et ses variantes futures ont et auront toujours une image très négative dans la population. Cela va bien au-delà des perceptions; les risques associés à cette technique sont bien réels et ils sont de mieux en mieux documentés. La tendance partout dans le monde (incluant plusieurs États aux USA) va vers une interdiction pure et simple. En décembre 2016 le gouvernement du Québec est allé directement dans le sens contraire; il a bâillonné le débat qui a mené à l'adoption de la loi 106. La commission parlementaire ne s'est même pas rendue à l'analyse des articles sur le vif du sujet. L'ouverture tout azimuts du gouvernement crée maintenant une opposition tous azimuts dans la population; je ne souscris ni à l'un, ni à l'autre.

La table d'experts pour l'ÉES Anticosti et ÉES Hydrocarbures

Le MERN a publié la liste des experts invités (note) pour la journée du 15 juin 2015. Rappelons que cette journée du 15 juin est la seule activité externe (pour les sujets gisements de pétrole au Québec dont évidemment Anticosti) prévue en complémentarité des deux Évaluations Environnementales Stratégiques sur les questions des hydrocarbures fossiles et sur l'Évaluation Environnementale d'Anticosti. L'ÉES doit rendre son rapport d'ici la fin 2015 en se basant sur un nombre très restreint de consultations.

La composition de la table d'experts laisse pantois : aucune de ces personnes n'a étudié spécifiquement un ou des gisements potentiels dans l'emprise du Golfe St-Laurent (Old Harry, Anticosti) ou sa périphérie (Gaspésie, etc.), ou n'a publié quoi que ce soit comme analyse du contexte de ces gisements. Je mentionne ces gisements car toute la future politique énergétique du Québec et les documents produits jusqu'à maintenant par le gouvernement spéculent constamment sur ces gisements du Québec comme source locale d'approvisionnement en hydrocarbures; Anticosti est certainement le plus souvent mentionné et c'est le pseudo-gisement où le gouvernement a déjà investi massivement. La liste des onze invités montre un panel uniforme de personnes de l'industrie pétrolière, ou de son lobby, ou fortement lié à l'industrie.

1- Philip Andrews-Speed, National University of Singapore "Career as a mineral and oil exploration geologist before moving into the field of energy and resource governance. From 2010 to 2012 he led a major European Union, Framework 7 Programme project “Competition and Collaboration in Access to Oil, Gas and Mineral Resources”  (réf.)

2- Jim Ellis, Alberta Energy Regulator (AER), Calgary. "The AER operates at arm’s length from the Government of Alberta, under an appointed board of directors headed by Chair Gerry Protti, a former president of the oil industry lobby Canadian Association of Petroleum Producers" (AER & CAPP: deux organismes très actifs pour défendre l'industrie par tous les moyens).

3- Matthew Foss, Ministère de l’Énergie de l’Alberta, Directeur de l’économie, de l’information et de l’analyse de l’énergie.

4- Brenda Kenny, présidente l'Association canadienne de pipelines d’énergie (CEPA) The Canadian Energy Pipeline Association. "CEPA represents Canada’s transmission pipeline companies".

5- David Knapp, Energy Intelligence Group, New-York, "Responsible for company-wide oversight of oil-related content for editorial and research product. Maintain extensive oil supply database and forecasting. Provided energy background analysis for Research, Banking, Corporate Finance, Currency Advisory and General Economics. Lead Energy Equity Research Group covering Oil, Gas, Electric Utilities and Special Situations and directly covered direct gas pipeline stocks". (réf.)

6- Yves MATHIEU, Institut français du Pétrole  "Ancien Ingénieur Principal à la direction Géologie Géochimie de l'Institut Français du Pétrole, organisme où il a débuté sa carrière en 1974. Il y a notamment étudié l'exploration et la production du pétrole et du gaz dans la plupart des pays du monde, en étant chef de projet "Réserves mondiales" et l'Expert et le Porte Parole de l'IFP sur ce sujet."

7- Dan McConnell, Fugro GeoConsulting, Texas USA. "Dan has written numerous articles about deepwater site conditions, marine geochemistry surveys, and gas hydrates. His main contribution has been the identification and quantification of gas hydrate deposits from seismic data that culminated with the landmark Chevron - US Department of Energy drilling expedition in the Gulf of Mexico in 2009. Dan holds two degrees, History and Geology, from the University of Texas at Austin." (réf.) 

8- Dave Neslin, Davis Graham & Stubbs LLP, Denver USA. avocat spécialisé dans la représentation pour contrer la réglementation locale qui entrave le développement de l'industrie pétrolière: "There are potentially very problematic initiatives that could either restrict oil and gas development, or give local governments new authority. That's something I think we'll need to focus on as we move forward."

9- Erik Ranheim, Association indépendante des propriétaires de pétroliers et cargos, Norvège  - sans commentaires...

10- Jean-Louis Schilansky, (réf.) président du principal groupe du lobby pétrolier de France et pdg du Centre Hydrocarbures Non Conventionnels, créé par les industriels en 2015 comme organisme de pression pour l'abolition de la loi qui interdit en France la fracturation hydraulique.

11- Stéphanie Trudeau, V.P. Gaz Métro, Québec

Dans cette liste, on retrouve une panoplie complète d'industriels: Gaz Métro (11), les propriétaires de pétroliers et cargos de Norvège (9), l'association canadienne des pipelines (4), des aviseurs légaux pour l'industrie au Colorado (8), des consultants grands projets industriels (7), des analystes financiers (5). Il y a aussi un universitaire lié au développement de l'industrie pétrolière (1), des représentants d'organismes semi-étatiques (2 et 3, 6). Il y a finalement le plus important lobby de l'industrie en France (10).

On peut constater que cette table rassemblera des personnes qui pensent la même chose, que le pétrole est l'avenir de l'humanité, et que l'industrie ne peut qu'apporter des bienfaits. Ce dîner ne sera pas troublé par personne car aucun des 11 participants n'est susceptible de soulever une note discordante dans ce beau concert annoncé.

Comment peut-on aussi effrontément présenter une table si homogène, une table d'experts qui évacue complètement la possibilité d'entendre une critique nuance dans la démarche gouvernementale actuelle. C'est bien évidemment une rencontre d'industriels où on a invité un seul universitaire, qui vient de Singapour; il sera difficile pour lui d'émettre un commentaire précis sur Anticosti ou les autres paramètres locaux. On s'en tiendra donc à des généralités peu compromettantes. Personne parmi ces onze n'est en position de remettre en question, la pertinence, la non-rentabilité, la norme de la profondeur minimale, les risques technologiques, etc. des gisements du Québec.

Quelqu'un peut-il me dire la pertinence de ces personnes pour analyser la question d'Anticosti et les autres questions des gisements potentiels d'hydrocarbures du Québec, dans le cadre d'une évaluation environnementale?

Je n'ose même pas ici ajouter un bien petit mot: où se situe ...

 - environnement, 

                      -  la question des eaux du Golfe,

                 -    la préservation d'Anticosti ...

                     -       l'impact sur les nappes   etc.

N.B. Sur la page d'accueil HYDROCARBURES du site gouvernemental pour la nouvelle politique énergétique, on présente la journée du 15 juin comme "consultation du 15 juin" et on invite les participants à s'inscrire.

Par contre si vous souhaitez vraiment avoir une présentation d'expertise sur le sujet d'Anticosti, je vous invite à visionner la conférence du 3 juin 2015, qui a été présenté à la Salle des Boiseries, Pavillon Judith-Jasmin, UQAM  :                                        Évaluation Environnementale Stratégique - Anticosti 

La "consultation" en soirée regroupait une vingtaine d'assistants, ceux qui avaient choisi courageusement de ne pas boycotter cette journée préformattée pour expliquer au peuple comment l'industrie fonctionne. Une poignée d'interventions donc entre 18h30 et 20h, où seule la sous-ministre à l'énergie était là avec un présentateur sur la table pour recevoir les interventions. Une question adressée à Mme Luce Asselin, qui est une des sept sous-ministres qui constituent le comité des deux ÉES, portait sur la composition de la table d'experts qui s'était déroulée précédemment le matin et l'après-midi; cette question me concernait directement et j'ai donc ci-dessous commenté les propos tenus par Mme Asselin:

   Je me dois de préciser qu'en février 2015, on m'a indiqué que le comité chargé de suggérer une liste de noms d'experts a mis mon nom sur cette liste. Ce comité m'a contacté pour me demander mon accord de principe. Des personnes au ministère ont choisi ensuite de ne pas suivre la liste suggérée. Ils ont plutôt constitué une table ronde de personnes venant de l'industrie uniquement.

Scénarios du MERN pour le pétrole d'Anticosti

Remarque préliminaire: J'ai mis en ligne deux vidéos qui expliquent en détails deux aspects de ce document:
   1: vidéo sur la question de la fracturation dans une zone hors norme.
   2: vidéo sur la question de la non rentabilité.  C'est également exposé dans ma conférence du 3 juin 2015.  En octobre 2015, le gouvernement a sorti un 3e scénario, que j'ai analysé dans deux billets novembre  et décembre. Le texte ci-dessous demeure malgré tout entièrement pertinent.

Le gouvernement a mis en ligne une présentation des scénarios de développement pétrolier du shale Macasty à Anticosti. Bien que ce document soit présenté comme un diaporama pour informer les résidents d'Anticosti (ce qui a été effectivement le cas le 7 mai 2015 à Port-Menier devant une trentaine de personnes), les scénarios répondent en fait à un engagement contractuel du gouvernement envers la firme WSP Canada Inc pour une analyse des besoins en pipelines et infrastructures de transport à Anticosti. Le gouvernement s'est engagé à fournir ces scénarios de développement sans lesquels, WSP ne pourrait faire aucun travail utile; en effet comment fournir d'ici la fin juin (ce qui est prévu à l'appel d'offres) une étude de $210 800 pour des plans de pipelines et les voies d'accès aux puits, si on ne sait même pas où seraient ces puits. Les résidents d'Anticosti seront peut-être déçus de voir que ce n'est pas pour les consulter qu'on a produit ces scénarios; leur opinion n'aura aucun impact sur les travaux de la firme WSP Canada Inc.

Faits saillants de la présentation des scénarios : 

1- Plateformes de 10 puits espacés de 250 m sur 1,25 x 3,2 Km2 (4 Km2), ce qui donne une densité de puits de 2,5 puits/Km2. Cette valeur confirme l'évaluation que j'ai moi-même présentée il y a un an: 12000 à 15000 puits pour 6000 Km2. Elle s'accorde avec ma valeur la plus élevée 15 000 puits qui coûteraient 150 milliards de dollars (10M$/puits), dans le cas très hypothétique où on penserait aller chercher tout le volume possible à extraire du 43 milliard de barils estimés en place.

2- On annonce une production mixte de pétrole et de gaz naturel; une première ici car les promoteurs n'ont insisté auparavant que sur l'exploitation du pétrole, seul jugé intéressant commercialement à Anticosti. Par contre, il n'y a pas aucune indication sur comment ce gaz sera stocké, liquéfié?, transporté hors de l'île.

3- On annonce que les permis de Junex et TransAmerica sont impliqués respectivement à 50 et 100% dans les scénarios, mais c'est le cas pour à peine 30% des permis d'Hydrocarbures Anticosti S.E.C. Junex n'a pas trouvé de partenaire industriel et n'a donc pas d'activité de forage dans le cadre de l'ÉES, contrairement à ce que le gouvernement avait annoncé en février 2014. TransAmerica est une petite société de Vancouver encore moins présente que Junex. Pour prévoir ainsi deux scénarios qui les impliquent, y a-t-il des ententes non dévoilées dans ces scénarios?

4- On indique une activité de construction très étalée dans le temps: 122 puits/an en moyenne dans un scénario "Moins"  ou construction des puits étalés sur 50 ans en moyenne donc 130 puits/an dans l'autre scénario. À ce rythme, on aura des coûts par puits bien supérieurs à ceux en vigueur aux USA où dans chacun des principaux gisements, c'est plutôt 130 à 150 puits par mois qui ont permi des coûts un peu sous les 10M$/puits. Avec un dixième de l'activité comparable dans les autres gisements, c'est à des coûts majorés qu'on devra s'attendre à Anticosti, sans compter l'effet de l'isolement de l'Île.

5- Deux scénarios un Plus et un Moins sont décrits; tous les deux indiquent que "La zone débute à 40 km de la pointe Ouest de l’île." Or il est facile de constater que c'est plutôt à 26 Km à peine depuis la pointe Est et donc à moins de 14 Km des résidences de Port-Menier que débuterait la fracturation.

Figure 1  Port-Menier et le début des zones couvertes des puits proposés.

Commentaires : 

1- J'ai mis en ligne en 2014 une présentation où les plateformes couvraient 3,2 Km2; j'indiquais qu'il faudrait entre 12000 et 15000 puits pour couvrir 6000 Km2 de gisement à Anticosti et que le coût de 12 000 se chiffrerait au minimum à 120 G$, trois fois plus que la valeur du pétrole exploitable. Avec une densité de 2,5 puits/Km2, c'est donc la valeur supérieure (150 G$ - milliards de dollars) qui se serait compatible avec ce que le MERN confirme comme densité de puits.

2- La présence de gaz associé constitue un problème plutôt qu'un avantage à Anticosti, en raison de l'isolement géographique de l'Île. Le transport du méthane est autrement plus complexe et plus coûteux que le pétrole. Les promoteurs n'ont jusqu'à maintenant mis de l'avant que la présence de pétrole. Que fera-t-on du gaz? Brulé à la torchère comme au Dakota faute de rentabilité? Un port méthanier à plusieurs milliards? Un gazoduc sous-marin? Deux solutions irréalistes en raison de leur coût et de la faible valeur compétitive du gaz produit à Anticosti.

3- On postule une production des puits durant 25 ans! Or on sait que les  puits dans le cas d'exploitation de shale fracturé donnent entre 60 et 75% de leur production commerciale durant la première année, 15 à 20%, la seconde. La production est marginale après cinq ans, car elle décline de façon exponentielle. Le nombre de 25 ans de production s'applique dans les puits conventionnels. C'est une grossière surestimation de penser qu'on va garder ces puits productifs commercialement sur un quart de siècle. Par contre l'idée de garder ainsi les puits ouverts pendant 25 ans me plait pour une tout autre raison: cela mettra en évidence le vieillissement des aciers et coulis de scellement. On sera à même de constater le beau gâchis des puits fuyants, bien avant leur obturation définitive. Ces coûts seraient bien réels et s'ajouteraient aux coûts initiaux des puits.

4- La très grande partie des permis pour lesquels le Québec a payé le gros prix (ceux que détenaient Pétrolia-Corridor) sont impropres à y envisager une exploitation. Les deux scénarios publiés par le MERN, qui sont décrits décrits ci-dessous, le confirment.

Les deux scénarios

Nonobstant le fait que l'ÉES-Anticosti ne fait qu'amorcer ses études et nonobstant le fait qu'on a même pas encore pris la peine de vérifier si la production de pétrole à Anticosti est envisageable au point de vue économique, le gouvernement présente deux scénarios d'implantation de puits. Ces scénarios sont requis comme données de base dans l'étude externe commandée en avril pour l'implantation de pipelines pour relier les puits. Les deux scénarios (figure 2 et 3 ci-dessous) sont tous les deux implantés dans une partie de l'Île qui ne permettra pas de respecter une norme de l'industrie: une distance séparatrice de 1000m entre le haut de la fracturation et le bas des nappes phréatiques. La presque totalité (96,5%) des permis d'hydrocarbures Anticosti S.E.C. sont dans cette zone d'exclusion. Le gouvernement qui a fait adopter l'an passé des dispositions scandaleuses spécifiquement pour les besoins de ces permis, situe ses deux scénarios en plein dans cette zone d'exclusion. Le gouvernement contredit dans ses intentions et dans les faits son annonce de respecter les meilleures pratiques; il vient tout simplement d'inventer "les pires pratiques". Explications dans cette présentation vidéo de six minutes.

Scénario Moins: 3900 puits "La zone exploitable du scénario « Moins », une fois les contraintes prises en compte, représente de 25 % à 30 % du territoire sous permis de l’île."  Avec 6500 puits on drainera 1560Km2, ce qui est 21% de la superficie des permis, donc très probablement 21% du gisement. On occupera peut-être 25 à 35% des permis, en laissant ça et là des zones non touchées, mais pas 25 à 35% du pétrole en place.

Figure 2 Le scénario MOINS qui s'étalerait sur 32 ans de construction et 56 ans d'exploitation.


Scénario Plus: - 6500 puits "La zone exploitable du scénario « Plus », une fois les contraintes prises en compte, représente de 35 % à 40 % du territoire sous permis de l’île."  Avec 6500 puits on drainera 2600Km2, ce qui est 35% de surface des permis, donc sans doute 35% du gisement, pas 40%.

Figure 3  Le scénario PLUS qui s'étirerait sur 50 ans de construction et 75 ans d'exploitation.

Chacun de ces scénarios mène à constater l'absolue impossibilité économique d'exploiter Anticosti. En effet, tous les scénarios donnent des déficits d'exploitation, sur la simple base des coûts de forages versus la valeur brute du pétrole qui serait récupéré. C'est une analyse qui comporte beaucoup de chiffres, mais si vous avez la patience de suivre ces calculs pas trop abstraits, vous avez une vidéo qui explique les données du tableau montré ci-dessous :

Figure 4  Les coûts, revenus et déficits prévisibles des scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 100$.

Les valeurs du tableau (Figure 4) sont basées sur un prix à 100U$ le baril. Dans la présentation vidéo, je fais une analyse pour deux prix: 100$ et pour 60$.  Dans l'entrevue à RDI Économie le 21 mai 2015, nous avons également présenté les valeurs avec un prix du baril à 150$. Dans une analyse précédente j'ai utilisé un taux de récupération de 1% qu'on peut estimer prudent et réaliste pour un gisement comme Anticosti, compte tenu de sa géologie comparée aux autres gisements exploités en Amérique du Nord et compte tenu du fait qu'aucun pétrole liquide n'y a encore été observé. Les valeurs réelles mesurées dans des gisements où il y a déjà des milliers de puits en production fournissent des valeurs de l'ordre de 1,0%, 1,2% et 1,8%. Dans les figures qui suivent, je fournis donc la fourchette complète des bilans maximum et minimum, car tous ces tableaux sont calculés avec en haut la valeur élevée 1,8% et au bas la valeur 1,2%. La réalité se situera entre les deux dans cette fourchette de valeurs.

Je dois aussi préciser que les valeurs de coûts et déficits qui ont été présentés à RDI ne tenaient pas compte du facteur EROEI. L'effet de ce facteur qui est très important dans le cas des gisements non conventionnels comme le shale Macasty à Anticosti; j'ai commenté cet impact dans mon billet de mai 2015 (L’EROEI et la rentabilité fuyante d’Anticosti). Ci-dessous, voici les valeurs plus justes en tentant compte de l'impact sur le coût d'extraction que produirait un prix à 150%/baril:

Figure 5  Les coûts, revenus et déficit prévisibles avec les scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 150$ en appliquant un effet EROEI sur le coût des puits.

Dans ces gisements conventionnels l'EROEI est un outil qui permet de connaitre la condition d'exploitabilité ou non d'un gisement, pratiquement indépendamment du prix du pétrole. En effet si le gisement est non économique et qu'il a un facteur EROEI près de la limite de la rentabilité, il demeure non exploitable, même quand le prix du pétrole monte, car les coûts de production montent de façon simultanée; l'extraction doit consommer elle-même une énergie plus coûteuse.

Pour donner plus concrètement un exemple de l'impact de l'EROEI avec le cas des deux scénarios PLUS et MOINS du MERN, les deux tableaux suivants donnent les valeurs des coûts dans un contexte hypothétique où le prix du baril de pétrole serait rendu à 200$ et à $300. On a alors des majorations respective de 2M$ et 4M$ des coûts unitaires des puits qui résultent des dépenses d'énergie pour extraire et de l'impact inflationnaire sur d'autres éléments du coût des puits qui sont indexés à ce nouveau prix élevé du pétrole:

Figure 6 Les coûts, revenus et déficit prévisibles avec les scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 200$ et en prenant en compte l'effet de l'EROI sur le coût des puits.

Figure 7  Les coûts, revenus et déficit prévisibles avec les scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 300$ en appliquant un effet EROEI sur le coût des puits.

On constate facilement que les déficits dans les scénarios sont tout aussi significatifs que dans le tableau établi avec une valeur à 100$. Un gisement marginal non rentable demeurera toujours non rentable.

Je termine par une dernière précision à propos des montants indiqués comme redevances; monsieur Fillion a fait cette remarques le 21 mai à RDI Économie: "... mais il y a des retombées économiques, il y a des retombées sur l'emploi; le gouvernement touche six milliards de redevances ...". L'objectif premier de la mise en tableau de ces données c'est essentiellement pour voir si il y a oui ou non un gisement exploitable à Anticosti et non pas pour faire un bilan complet de ce qui en serait les retombées si on arrivait à y faire une exploitation. Dans ce dernier cas il est vrai qu'il y aurait d'autres paramètres à prendre en considération, comme les emplois créés, les taxes, etc. Mais ce n'est pas du tout pertinent à cette étape-ci. Ces tableaux sont présentés de la façon qu'un investisseur le ferait pour voir si oui ou non il y a une rentabilité possible. Investisseur doit inclure dans mon esprit le gouvernement et les fonds publics qu'il a décidé d'y mettre. Un investisseur "se fout" à cette étape-ci de voir combien d'emplois il va créer et quelles retombées il y aurait. Un investisseur veut simplement savoir si Anticosti est un gisement exploitable économiquement; dans cette étape décisionnelle ce qu'il doit regarder c'est ce qu'il y a pour lui dans la colonne des dépenses et ce qu'il y a comme valeur extraite dans la colonne des revenus. Les redevances sont ajoutées ici comme dépenses ici dans les tableaux, car si des barils sont extraits, il y aura des coûts de redevances automatiquement et l'investisseur doit inclure cela dans cet examen initial.

Comme le Québec n'a toujours pas de loi sur les hydrocarbures, le taux de redevance réel est encore dans un flou artistique. Nous avons pris une valeur de 20% de façon extrêmement conservatrice, car les hypothèses en cours actuellement vont jusqu'à des taux de 40%. Quarante pour-cent creuserait encore plus le côté déficitaire de l'aventure. 

Figure 8  Taux de redevances proposés dans le document gouvernemental (réf. Fascicule 6 – Hydrocarbures fossiles, p.50).

Comme tous les scénarios ne montrent que des valeurs à l'encre rouge, il n'y aura pas d'exploitation, donc pas de redevances. C'est inutile, tant qu'on a pas aucun bilan positif, de fabuler sur les montants des redevances et de les considérer avec les taxes etc. du côté positif pout la société. Il n'y a pas normalement dans cette industrie de décision d'investissement tant que n'apparait pas dans un calcul prévisionnel un minimum de 15% en surplus de revenu par rapport à l'investissement à faire.  À Anticosti, par exemple dans le scénario PLUS de la figure 5, l'investissement à faire c'est 74,8G$ et le déficit oscillerait entre -39,6G$ (réc.=1,8%) et -51,3G$ (réc.=1,2%) alors que le minimum de 15% positif souhaité serait +11,2G$; un écart si considérable qu'il est hors de question d'appeler ça un gisement. Oubliez donc tout montant de redevances, taxes, impact indirect.

Il faut savoir qu'il y a dans le monde, sur tous les continents des roches sédimentaires à grain fin de type shale (ou schiste argileux). Plusieurs, (on en a recensé six cents) peuvent contenir de la matière organique, du kérogène, des hydrocarbures, c'est très courant. Même les roches des strates autour de Montréal contiennent des hydrocarbures disséminés en faible quantité; cela n'en fait pas des gisements. Comme ces unités géologiques s'étendent sur des milliers de Km2 et sur des épaisseurs considérables parfois, le bilan qu'on pourrait y faire des quantités d'hydrocarbures en place amènent immanquablement à des valeurs que les néophytes tendent à prendre pour des dollars enfouis. Or on n'a un gisement et une valeur économique que si c'est exploitable; sinon c'est seulement une unité géologique avec peut-être des milliards de barils en place, mais disséminés en faible concentration; il n'y a dans ce cas aucune valeur économique à leur attribuer.

source PacWest

Figure 9  Sur les cinq continents, on a recensé >600 formations géologiques de type shale contenant des hydrocarbures; ce ne sont pas pour autant des gisements au sens économique du terme. Le shale d'Anticosti ne figure même pas sur cette carte.

N.B. Ce document a été transmis à l'ÉES-Hydrocarbures le 24 mai 2015 avec une demande particulière aux cinq commissaires de le lire avant la poursuite du volet Anticosti dans leurs travaux. Comme j'ai des doutes sur le type de considération que l'ÉES accordera à ce qu'ils nomment des simples "lettres ouvertes", j'ai donc de plus transmis mon document directement aux ministres Arcand (MERN) et Heurtel (MDDELCC).